Informe-Tecnico-GRT

Informe N° 496-2021-GRT
Gerencia de Regulación de Tarifas
División de Distribución Eléctrica
Proyecto de Términos de Referencia para
la Elaboración del Estudio de Costos del
Valor Agregado de Distribución (VAD)
2022-2026 y 2023-2027
Expediente N° 243-2021-GRT
Julio 2021
Contenido
1.
Objetivo _______________________________________________________________ 1
2.
Antecedentes___________________________________________________________ 1
3.
Elaboración de los Términos de Referencia ___________________________________ 2
4.
Conclusiones ___________________________________________________________ 5
Proyecto de Términos de Referencia para la Elaboración del Estudio
de Costos del Valor Agregado de Distribución
Periodos de Fijación de Tarifas 2022-2026 y 2023-2027
1. Objetivo
Presentar el Proyecto de Términos de Referencia para la Elaboración del Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD) 2022-2026 y 2023-2027, de conformidad con el Artículo 67 de la Ley
de Concesiones Eléctricas (LCE), para su publicación a efectos de recibir opiniones de los interesados.
2. Antecedentes
De acuerdo con el Artículo 63 de la LCE, las tarifas máximas a los usuarios regulados comprenden los
precios a nivel generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes y el
Valor Agregado de Distribución (VAD).
El Artículo 15 de la LCE dispone que, es función del Consejo Directivo de Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) fijar, revisar y modificar las tarifas de ventas de energía
eléctrica con estricta sujeción a las disposiciones de la LCE.
En el Artículo 8 de la LCE, se establece un sistema de precios regulados en aquellos suministros que
por su naturaleza no puedan efectuarse en condiciones de competencia, reconociéndose costos de
eficiencia.
En el caso del VAD, según el Artículo 73 de la LCE, su vigencia será por cuatro años, es decir,
corresponde a Osinergmin su fijación cada cuatro años.
El Artículo 64 de la LCE establece que, el VAD se basa en una empresa modelo eficiente con un nivel
de calidad preestablecido en las normas técnicas de calidad y considera los siguientes componentes:
i) costos asociados al usuario, ii) pérdidas estándares de distribución y iii) costos estándares de
inversión, operación y mantenimiento. Además, incorpora un cargo asociado a la innovación
tecnológica y/o eficiencia energética en los sistemas de distribución eléctrica.
Conforme a lo establecido en el Artículo 66 de la LCE, el VAD se calcula individualmente para cada
empresa de distribución eléctrica que preste el servicio a más de 50 000 suministros y, en forma
agrupada, para las demás empresas.
El Artículo 67 de la LCE dispone que los componentes del VAD se calculan mediante estudios de
costos presentados por las empresas, de acuerdo con los términos de referencia elaborados y
aprobados por Osinergmin. Asimismo, dispone que dichos términos de referencia deben ser
publicados para recibir opiniones de los interesados por un plazo de hasta 45 días hábiles, debiendo
ser aprobados a los 90 días hábiles desde su publicación, acompañándose la matriz de opiniones
recibidas con su evaluación.
Términos de Referencia del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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El Artículo 146 del Reglamento de la LCE establece que cada concesionario con más de 50 000
suministros desarrollará un estudio de costos que comprenda la totalidad de sus sistemas eléctricos,
evaluados tomando en cuenta los sectores de distribución típicos que les correspondan. Para el
resto de concesionarios, Osinergmin designará para cada sector, la empresa que se encargará del
estudio de costos, que tomará en cuenta sistemas eléctricos representativos seleccionados por
Osinergmin.
A través de la Resolución Osinergmin 158-2018-OS/CD se fijó el VAD para un primer grupo de
empresas, correspondiente al periodo 2018-2022. Asimismo, mediante la Resolución Osinergmin
168-2019-OS/CD se fijó el VAD para un segundo grupo de empresas, correspondiente al periodo
2019-2023. Por lo indicado, la siguiente fijación del VAD se hará en forma separada para dos grupos
de empresas de acuerdo con la siguiente tabla:
Grupo
Empresas
Periodo VAD
1
Enel Distribución Perú, Luz del Sur, Electro Dunas,
Electro Tocache, Emseusa, Proyecto Especial
Chavimochic, Emsemsa, Sersa, Eilhicha, Coelvisac,
Egepsa, Electro Pangoa, Esempat y Edelsa
Del 01 de noviembre
de 2022 hasta el 31
de octubre de 2016
2
Hidrandina, Electrocentro, Electro Sur Este,
Electronoroeste, Electro Oriente, Seal, Electronorte,
Electro Puno, Electrosur, Electro Ucayali y Adinelsa
Del 01 de noviembre
de 2023 hasta el 31
de octubre de 2017
Por ello, se requiere establecer el VAD para el periodo 2022-2026 para el primer grupo de empresas
y para el periodo 2023-2027 para el segundo grupo.
En ese sentido, de acuerdo con lo señalado, corresponde a Osinergmin publicar el Proyecto de
Términos de Referencia para la Elaboración del Estudio de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027,
para recibir opiniones de los interesados por un plazo de 45 días hábiles.
Posteriormente, luego del análisis y respuestas de las opiniones, Osinergmin debe aprobar los
términos de referencia a los 90 días hábiles de la publicación de su proyecto.
3. Elaboración de los Términos de Referencia
De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 67 de la LCE, se elaboró el Proyecto de Términos de
Referencia para la Elaboración del Estudio de Costos del VAD para los periodos de fijación de tarifas
01 de noviembre de 2022 al 31 de octubre de 2026 y del 01 de noviembre de 2023 al 31 de octubre
de 2027.
Se tomó como base para la elaboración, los términos de referencia aprobados mediante Resolución
Osinergmin 225-2017-OS/CD, utilizados para la fijación del VAD de los periodos 2018-2022 y 20192023.
Dicha elaboración comprendió los siguientes aspectos:
Términos de Referencia del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Aspectos Administrativos
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Se actualizó la organización de títulos y capítulos del documento, a fin de precisar requisitos,
contenidos y mejorar la identificación de aspectos conceptuales y metodológicos. Se
actualizaron las referencias de periodos de vigencia de las tarifas a regular y referencias de
normas aplicables.
Se han precisado los requerimientos de información.
Se precisan los criterios a considerar en los reportes de información.
Se han mejorado y precisado los formularios de requerimiento de información y
presentación de resultados del estudio. Se han incorporado requerimientos de información
en relación a:
o Los proyectos vinculados con los cargos adicionales al VAD de la fijación anterior (mejora
de la calidad de suministro, innovación tecnológica y sistemas de medición inteligente ).
o Información de consumos de energía y potencia de clientes libres que usan o tienen a
disposición instalaciones de distribución eléctrica.
En lo correspondiente a los entregables, se considera la presentación del estudio de costos
con la propuesta del VAD por parte de la empresa, así como el estudio definitivo luego de las
observaciones de Osinergmin.
Se precisa que la fijación del VAD se realizará siguiendo el procedimiento establecido en el
Anexo B.1.1. “Procedimiento para la Fijación del Valor Agregado de Distribución (VAD)”,
contenido en la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada
mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD.
Aspectos Técnicos
Se incorporan diversas precisiones en relación a aspectos técnicos:
 Se precisa que para el caso de los proyectos de mejora de la calidad de suministro
aprobados por Osinergmin en los procesos regulatorios de los años 2018 y 2019, el
incumplimiento de la mejora de indicadores SAIDI o SAIFI, según los objetivos propuestos en
cada proyecto, ocasiona la devolución de los ingresos otorgados en el periodo de fijación de
tarifas inmediato siguiente al de su aprobación. El monto a devolver considera el efecto de la
tasa de descuento del artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.
 Se precisa que los proyectos de despliegue de sistemas de medición inteligente deben
considerar una evaluación costo-beneficio que sustente la conveniencia técnica de dichos
proyectos.
 Se han revisado los requerimientos de información, encontrándose necesario precisar las
fuentes de información para el sustento de las propuestas de costos, entre otros, se señalan
los requerimientos de información para el sustento de la información de costos de mano de
obra propia y de terceros. Al respecto, se precisa que la información de costos unitarios de
actividades tercerizadas se debe sustentar a partir del análisis de contratos de obras y
servicios, del reporte salarial del contratista o encuestas de remuneraciones de
profesionales y técnicos, del sector eléctrico, aplicables al ámbito geográfico donde opera la
empresa.
 Se precisan los requerimientos de información para el caso de las zonas con restricciones
para el despliegue de redes eléctricas (zonas históricas, ancho de vereda, ancho de calle,
entre otros).
 Se precisa el requerimiento de presentar un estudio de caracterización de la carga de los
sistemas eléctricos representativos de la empresa que sustente su propuesta de factores
que caracterizan la carga (factores de coincidencia, factores de contribución a la punta,
número de horas de uso, factores de carga y de pérdidas). Se precisa en el documento los
Términos de Referencia del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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requisitos metodológicos mínimos a considerar en los estudios, siendo dicha referencia la
utilizada en estudios de caracterización de la carga para fines de regulación de tarifas del
VAD.
Se renombran las categorías de rangos de densidad de carga para mejor identificación.
Se precisan los aspectos técnicos en relación al sistema de red y tecnología adaptada
asociada.
Se introduce el uso de información geo-referenciada para la optimización técnica económica
de las instalaciones de red. Al respecto, se precisa los criterios y consideraciones de la
metodología de optimización del planeamiento de redes de distribución eléctrica de zonas
urbanas, introduciendo el uso de información georreferenciada de la planimetría de los
sistemas eléctricos urbanos y urbanos rurales. Asimismo, se propone la mejora de la
trazabilidad de cálculos eléctricos introduciendo el uso de softwares de análisis eléctricos de
amplio uso en el país. Asimismo, se recomienda el uso de archivos de cálculo inte r-operables
en diversas plataformas de cálculo eléctrico.
Se introducen precisiones en la metodología de optimización de redes de distribución
eléctrica en zonas rurales.
Se precisan criterios para la determinación de los balances de potencia y energía por sistema
eléctrico. Se señala que los factores de carga a utilizar deben provenir del estudio de
caracterización de la carga que desarrolle cada empresa.
Para el desarrollo de los estudios, se precisan a modo de referencia frecuencias de revisión,
mantenimiento y tasas de falla de las instalaciones eléctricas, que provienen de valores
adoptados en procesos regulatorios del VAD anteriores.
Se precisan criterios para la determinación de costos indirectos (asignación de costos a los
rubros de inversión, operación y mantenimiento a efectos de evitar duplicidad de costos).
El estudio se estructura y desarrolla siguiendo las siguientes etapas:




Etapa I: Recopilación de la información técnica, comercial y económica de la empresa.
Etapa II: Creación de la empresa modelo eficiente.
Etapa III: Evaluación de cargos adicionales al VAD.
 Evaluación de proyectos de inversión de innovación tecnológica, eficiencia energética y
reemplazo a sistemas de medición inteligente.
 Evaluación del factor de reajuste para el mejoramiento de la calidad de suministro.
 Incorporación de los costos del plan de inversión en distribución eléctrica, aprobado por
Osinergmin, de las empresas bajo el ámbito del FONAFE.
Etapa IV: Determinación del VAD.
En la siguiente figura se muestra, en forma resumida, las etapas y sus alcances, que deben
desarrollarse como parte del estudio:
Términos de Referencia del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Etapas del Estudio de Costos del VAD
Etapa I
Etapa II
Etapa III
Etapa IV
Recopilación y
Validación
de la Información
Creación de la
Empresa Modelo
Eficiente
Evaluación de Cargos
Adicionales al VAD
Metrados y VNR
Eléctrico
Tipo de Sistema
Proyectos de Inversión
Innovación, Eficiencia y
Medición Inteligente
Costos de Inversión de
las Instalaciones
Eléctricas
Mejoramiento de la
Calidad de Suministro
Valor Agregado
de Distribución MT
Tecnología Adaptada
Plan de Inversión en
Distribución Eléctrica
FONAFE
Valor Agregado
de Distribución SED
Metrados y VNR No
Eléctrico
Mercado Eléctrico
Balance de Energía
y Potencia
Costos de Operación y
Mantenimiento
Estados Económicos y
Financieros
Estructura Orgánica
Determinación del VAD
Cargos Fijos
Optimización TécnicaEconómica
Valor Agregado
de Distribución BT
Pérdidas Estándar
Potencia y Energía
Pérdidas Estándar
de Distribución
Calidad de Servicio
Eléctrico
Factores de Economía
de Escala
Optimización de los
Costos Operación y
Mantenimiento
Fórmulas de Reajuste
En el Anexo N° 1, se adjunta el proyecto de términos de referencia elaborado para su publicación.
4. Conclusiones

Corresponde a Osinergmin elaborar el Proyecto de Térmi nos de Referencia para la
Elaboración del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) 2022-2026 y
2023-2027, de conformidad con el Artículo 67 de la LCE, así como aprobar su publicación
para recibir opiniones de los interesados por un plazo de 45 días hábiles.

El proyecto de términos de referencia ha sido elaborado tomando como referencia los
términos de referencia aprobados mediante Resolución Osinergmin 225-2017-OS/CD,
utilizados para la fijación del VAD de los periodos 2018-2022 y 2019-2023, así como la
experiencia en el desarrollo de dicha fijación.
Lima, 09 de julio de 2021.
[rcollantes]
Firmado Digitalmente por:
COLLANTES VELIZ Ruben
Segundo FAU 20376082114
soft
Oficina: GRT - San Borja
Cargo: Gerente División
Distribución Eléctrica (e)
Fecha: 09/07/2021 17:25:16
Términos de Referencia del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Anexo N° 1
Proyecto de Términos de Referencia para la
Elaboración del Estudio de Costos del VAD 20222026 y 2023-2027
Informe N° 0496-2021-GRT
Gerencia de Regulación de Tarifas
División de Distribución Eléctrica
Proyecto de Términos de Referencia para la
Elaboración del Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución
Periodos de Fijación de Tarifas 2022-2026 y 2023-2027
Julio 2021
Contenido
1
Objetivo_______________________________________________________________ 4
2
Antecedentes __________________________________________________________ 4
3
Disposiciones Generales __________________________________________________ 6
4
Alcance del Estudio _____________________________________________________ 10
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.1.4
4.1.5
Etapas del Estudio __________________________________________________________ 10
Etapa I: Recopilación de la Información _________________________________________________ 11
Etapa II: Creación de la Empresa Modelo Eficiente________________________________________ 12
Etapa III: Evaluación de Cargos Adicionales al VAD ________________________________________ 12
Etapa IV: Deter minación del VAD _______________________________________________________ 14
Obligaciones de la Empresa para con Osinergmin ________________________________________ 15
5
Etapa I: Recopilación de la Información ____________________________________ 15
6
Etapa II: Creación de la Empresa Modelo Eficiente____________________________ 26
6.1
Estructuración de la Empresa Modelo Eficiente _________________________________ 27
6.1.1
Caracterización del Mercado Eléctrico y Diseño Preliminar del Tipo de Red __________________ 28
6.1.2
Definición del sistema de Red y la Tecnología Adaptada ___________________________________ 30
6.1.4
Optimización técnico económica _______________________________________________________ 32
6.1.5
Cálculo de las pérdidas estándar de un sistema eléctrico __________________________________ 40
6.1.6-Balance de Potencia y Energía ____________________________________________________________ 42
6.1.7
Verificación del cumplimiento de las normas de calidad de servicio_________________________ 44
6.1.8
Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico _________________________ 46
6.1.9
Optimización de los costos de operación comercial y de gestión de la reducción de pérdidas
comerciales__________________________________________________________________________________ 49
6.1.10
Optimización de los costos indirectos ________________________________________________ 51
6.1.11
Optimización de los costos adicionales de explotación _________________________________ 52
6.1.12
Resultados de costos de operación y mantenimiento totales ____________________________ 53
6.2 Presentación de los resultados compara tivos _________________________________________________ 55
7
8
Etapa III: Evaluación de Cargos Adicionales _________________________________ 55
7.1
Proyectos de Innovación Tecnológica y/o Eficiencia Energética ____________________ 55
7.2
Plan de Reemplazo Gradual a Sistemas de Medición Inteligente ___________________ 56
7.3
Mejora de la calidad de suministro ____________________________________________ 59
7.4
Incorporación de los costos del PIDE __________________________________________ 60
Determinación del VAD _________________________________________________ 60
8.1
Cargos Fijos________________________________________________________________ 61
8.2
Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) ___________________________________ 62
8.2.1
8.2.2
8.3
8.3.1
8.3.2
8.4
8.4.1
8.4.2
Valor Agregado de Distribución MT (VADMT) ____________________________________________ 62
Valor Agregado de Distribución MT SER (VADMT_SER) ____________________________________ 63
Valor Agregado de Distribución SED (VADSED) __________________________________ 64
Valor Agregado de Distribución SED (VADSED) ___________________________________________ 64
Valor Agregado de Distribución SED SER (VADSED_SER) ___________________________________ 64
Valor Agregado de Distribución BT ____________________________________________ 65
Valor Agregado de Distribución BT (VADBT) _____________________________________________ 65
Valor Agregado de Distribución BT SER (VADBT_SER) _____________________________________ 66
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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8.5
Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. _________________________ 67
8.6
Factores de economía de escala ______________________________________________ 67
8.7
Formula de reajuste ________________________________________________________ 68
8.8
Cargos Adicionales del VAD __________________________________________________ 69
Informes del Estudio ____________________________________________________ 72
9.1
Informe del Estudio de Costos del VAD ________________________________________ 72
El informe ejecutivo se confeccionara de acuerdo a lo indicado en el anexo2 Informe de los
Resultados Relevantes del Estudio de Costos del VAD. __________________________________ 72
9.2
Informe del Estudio de Costos del VAD Definitivo _______________________________ 74
10 Plazos de Entrega de los Informes del Estudio _______________________________ 74
11 Anexos _______________________________________________________________ 75
ANEXO N° 1.- Formatos de la Información Técnica, Comercial y Económica_________________ 75
Anexo N° 2.- Informe de Resultados Relevantes ________________________________________ 93
Selección de la Muestra Representativa ________________________________________________________ 108
Procesamiento y Análisis de la Información _____________________________________________________ 110
Determinación de los Factores ________________________________________________________________ 110
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Términos de Referencia para la Elaboración del Estudio de
Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)
Periodos de Fijación de Tarifas 2022-2026 y 2023-2027
1 Objetivo
Establecer los Términos de Referencia para la elaboración del Estudio de Costos del Valor
Agregado de Distribución (VAD) por parte de las empresas de distribución eléctrica, de
acuerdo con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas
(LCE), y la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (LGER), así como en sus
respectivos Reglamentos y demás normas complementarias, para los periodos de fijación del
VAD 01 de noviembre de 2022 al 31 de octubre de 2026 (2022-2026) y 01 de noviembre de
2023 al 31 de octubre de 2027 (2023-2027).
2 Antecedentes
De acuerdo con el Artículo 63 de la LCE, las tarifas máximas a los usuarios regulados
comprenden los precios a nivel generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión
correspondientes y el VAD.
El Artículo 15 de la LCE dispone que, es función del Consejo Directivo de Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) fijar, revisar y modificar las
tarifas de ventas de energía eléctrica con estricta sujeción a las disposiciones de la LCE.
En el Artículo 8 de la LCE, se establece un sistema de precios regulados en aquellos
suministros que por su naturaleza no puedan efectuarse en condiciones de competencia,
reconociéndose costos de eficiencia.
En el caso del VAD, según el Artículo 73 de la LCE, su vigencia será por cuatro años, es
decir, corresponde a Osinergmin su fijación cada cuatro años.
El Artículo 64 de la LCE establece que, el VAD se basa en una empresa modelo eficiente con
un nivel de calidad preestablecido en las normas técnicas de calidad y considera los siguientes
componentes: i) costos asociados al usuario, ii) pérdidas estándares de distribución y iii)
costos estándares de inversión, operación y mantenimiento. Además, incorpora un cargo
asociado a la innovación tecnológica y/o eficiencia energética en los sistemas de distribución
eléctrica.
Conforme a lo establecido en el Artículo 66 de la LCE, el VAD se calcula individualmente
para cada empresa de distribución eléctrica que preste el servicio a más de 50 000 suministros
y, en forma agrupada, para las demás empresas.
Asimismo, el Artículo 67 de la LCE dispone que los componentes del VAD se calculan
mediante estudios de costos presentados por las empresas, de acuerdo con los términos de
referencia elaborados y aprobados por Osinergmin.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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El Artículo 72 de la LCE dispone que para la promoción de la mejora de la calidad de servicio
eléctrico se considerará un factor de reajuste del VAD, aplicable como incentivo o penalidad,
buscando alcanzar valores objetivo a partir de valores reales.
El Artículo 146 del Reglamento de la LCE establece que cada concesionario con más de 50
000 suministros desarrollará un estudio de costos que comprenda la totalidad de sus sistemas
eléctricos, evaluados tomando en cuenta los sectores de distribución típicos que les
correspondan. Para el resto de concesionarios, Osinergmin designará para cada sector, la
empresa que se encargará del estudio de costos, que tomará en cuenta sistemas eléctricos
representativos seleccionados por Osinergmin.
El Artículo 14 de la LGER dispone que el VAD de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) se
fija conforme a lo establecido en la LCE, considerando que dicho VAD incluye los costos de
conexión eléctrica y que los costos de operación, mantenimiento y gestión comercial de dicho
VAD son costos reales auditados, sujetos a un valor máximo establecido por Osinergmin
sobre la base de mediciones de eficiencia relativa entre los SER de las empresas.
El 23 de setiembre de 2015, se publicó el Decreto Legislativo N° 1208 (DL 1208) que
promueve el desarrollo de planes de inversión de las empresas de distribución eléctrica bajo el
ámbito del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado
(FONAFE).
El DL 1208 establece que las empresas de distribución eléctrica bajo el ámbito del FONAFE
deberán presentar al Osinergmin, al inicio de cada fijación del VAD, un Estudio de
Planeamiento Eléctrico de Largo Plazo que tenga asociado un Plan de Inversión en
Distribución Eléctrica (PIDE), que será aprobado por Osinergmin e incorporado en la
anualidad de inversión reconocida en la fijación tarifaria del VAD que corresponda.
Adicionalmente a los puntos indicados, la Décima Disposición Complementaria Transitoria
del DS 018-2016-EM, establece que las empresas propondrán a Osinergmin, un plan de
reemplazo a sistemas de medición inteligente en la fijación del VAD.
Los procesos de fijación del VAD se harán en forma separada para dos grupos de empresa de
acuerdo a la siguiente tabla:
Grupo
Empresas
Periodo VAD
1
Enel Distribución Perú, Luz del Sur, Electro
Dunas, Electro Tocache, Emseusa, Proyecto
Especial Chavimochic, Emsemsa, Sersa, Eilhicha,
Coelvisac, Egepsa, Electro Pangoa, Esempat y
Edelsa
Del 01 de
noviembre de 2022
hasta el 31 de
octubre de 2016
2
Hidrandina, Electrocentro, Electro Sur Este,
Electronoroeste, Electro Oriente, Seal,
Electronorte, Electro Puno, Electrosur, Electro
Ucayali y Adinelsa
Del 01 de
noviembre de 2023
hasta el 31 de
octubre de 2017
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Asimismo, el Ministerio de Energía y Minas aprobó los sectores de distribución típicos para
los procesos regulatorios del VAD de los años 2022-2026 y 2023-2027. Al respecto, mediante
la Resolución Directoral XXX-2021-MEM/DGE se establecieron los siguientes sectores de
distribución típicos:



Sector de Distribución Típico XX: ….
Sector de Distribución Típico XX: ...
….
En consecuencia, se requiere establecer el VAD para el periodo 2022-2026 para el primer
grupo de empresas y para el periodo 2023-2027 para el segundo grupo, para lo cual, se
requiere establecer los Términos de Referencia que utilizarán las empresas para la
Elaboración del Estudio de Costos del VAD (Estudio VAD) de conformidad con las
disposiciones legales vigentes.
3 Disposiciones Generales
La fijación del VAD 2022-2026 y 2023-2027 se realizará siguiendo el procedimiento
establecido en el Anexo B.1.1. “Procedimiento para la Fijación del Valor Agregado de
Distribución (VAD)”, contenido en la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios
Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD.
Las empresas del primer grupo presentarán su Estudio VAD el primer día útil del mes de
marzo del año 2022 y las del segundo grupo el primer día útil del mes de marzo del año 2023.
En concordancia con los Artículos 66 y 67 de la LCE y los Artículos 146 y 147 de su
Reglamento, corresponde elaborar un estudio por cada empresa con más de 50 000
suministros y un estudio por cada sector típico para el resto de empresas, de acuerdo con lo
siguiente:
Grupo
1
Número
Empresa
1
Enel Distribución Perú
2
Lu z del Sur
3
Electro Dunas
4
Electro Tocache
5
Emseusa
6
Proyecto Especial Chavimochic
7
Emsemsa
8
Sersa
9
Eilhicha
10
Coelv isac
11
Egepsa
12
Electro Pangoa
13
Esempat
14
Edelsa
Ti po de Estudio
Un estudio por cada empresa
Un estudio por cada sector de distribución
típico para el conjunto de empresas
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Grupo
2
Número
Empresa
15
Hidrandina
16
Electrocentro
17
Electro Sur Este
18
Electronoroeste
19
Electro Oriente
20
Seal
21
Electronorte
22
Electro Puno
23
Electrosur
24
Electro Ucayali
25
Adinelsa
Ti po de Estudio
Un estudio por cada empresa
Las empresas con estudio propio determinarán el VAD evaluando la totalidad de sus sistemas
eléctricos agrupándolos de acuerdo con la calificación de sector de distribución típico. Para el
resto de empresas, el VAD se determinará con un estudio para cada sector de distribución
típico tomando en cuenta sistemas eléctricos representativos, seleccionados por Osinergmin.
En este último caso, Osinergmin designará a la empresa que se encargará del estudio de cada
sector de distribución típico.
Las empresas evaluarán la totalidad de sus sistemas eléctricos agrupados por sector de
distribución típico con la finalidad de determinar los costos estándares de inversión, operación
y mantenimiento, así como las instalaciones eléctricas y no eléctricas de una empresa modelo
eficiente (empresas con estudio propio) o sistema eléctrico modelo eficiente (empresas con
estudios para el conjunto), según corresponda, que presta el servicio de distribución eléctrica
al mercado eléctrico que atiende la empresa o sistema real.
Para el caso de las empresas que evaluarán sistemas eléctricos representativos y presten el
servicio de distribución eléctrica a otros sistemas eléctricos, deberán tomar en cuenta en la
determinación del VAD los menores costos debido a las economías de escala pertinentes.
Asimismo, las empresas que desarrollen otras actividades reguladas (transmisión, co nexión
eléctrica y, cortes y reconexiones) o no reguladas (diseño, construcción y mantenimiento de
instalaciones eléctricas para terceros, servicios de apoyo en postes, inversiones en
instrumentos financieros y otros) adicionales a la prestación del servic io de distribución
eléctrica, deben considerar dichas actividades en la empresa modelo eficiente o sistema
eléctrico modelo eficiente a efectos de tomar en cuenta las economías de escala respectivas,
excluyendo los ingresos y costos, así como asignando los costos indirectos que correspondan,
originando menores costos en la prestación del servicio de distribución eléctrica.
Las empresas que atienden con las mismas instalaciones eléctricas a usuarios regulados y
libres, siempre y cuando, estos últimos usen o tengan a disposición para uso inmediato
instalaciones de distribución eléctrica, sean sus usuarios o de otros suministradores, y otras
cargas atendidas por el sistema eléctrico, deben considerar la determinación de un único VAD
para los usuarios del sistema, efectuando la determinación de los costos estándares de
inversión, operación y mantenimiento para el conjunto de usuarios regulados y libres. De
conformidad con los artículos 8 y 64 de la LCE, toda vez que los costos deben corresponder a
costos estándares eficientes y se aplicarán por un periodo de cuatro años, las empresas como
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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parte de sus estudios de costos, deben evaluar los mismos sin considerar situaciones
coyunturales que puedan afectar los niveles de costos necesarios para la prestación del
servicio de distribución eléctrica.
Las condiciones de calidad del servicio eléctrico que deberá brindar la empresa modelo
eficiente o el sistema eléctrico modelo eficiente serán las exigidas por las normas de calidad
que correspondan, independientemente de las condiciones de calidad o uso de las
instalaciones existentes o de instalaciones especiales que hayan acordado los usuarios libres
con sus suministradores.
La empresa o sistema eléctrico modelo eficiente considerará el concepto de sistema
económicamente adaptado, previsto en la Definición 14 de la LCE y de conformidad con el
Artículo 65 de la LCE. Las holguras de reserva en las instalaciones eléctricas corresponderán
a la capacidad que resulte de la aplicación de factores de uso promedio de dichas instalaciones
y considerando solo el crecimiento vegetativo de la demanda para el periodo de fijación de
cuatro años.
Los costos estándares de inversión, operación y mantenimiento, incluidos los costos de
pérdidas de energía y potencia en las instalaciones eléc tricas, deberán corresponder al diseño
de red adaptada que implique el mínimo costo total (considerando inversiones iniciales y
futuras, costo de pérdidas técnicas y costos directos de operación y mantenimiento (OyM)
capitalizados a 30 años) para la prestación del servicio de distribución eléctrica, necesario
para abastecer el mercado eléctrico con el nivel de calidad de servicio eléctrico preestablecido
en la LCE, LGER y sus Reglamentos, así como en las normas de calidad de servicio eléctrico
que correspondan; cumpliendo con las disposiciones de regulación, supervisión, fiscalización,
seguridad y otras, vinculadas con la prestación del servicio de distribución eléctrica. Para
dicho fin se deberá analizar diversas opciones tecnológicas (la tecnología adaptada será
aquella que técnica y económicamente resulte más conveniente para el desarrollo de las
instalaciones eléctricas y será escogida dentro de la disponibilidad que ofrece el mercado
nacional o internacional solo si es factible su utilización y adaptació n a las condiciones
locales), de organización y gestión de la empresa, adoptando como costos de la empresa
modelo aquellos que sean más eficientes.
Uno de los criterios que debe considerar el Estudio VAD es no incorporar duplicidad de
costos. Por ejemplo, en el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones ya se
incluye los costos de ingeniería y supervisión, gastos generales e interés intercalario, por lo
que estos costos no deben ser considerados en los costos de operación y mantenimiento de la
empresa, descontando el personal y los costos cuando se vinculan con las actividades de
ingeniería y supervisión para la construcción de instalaciones eléctricas. En el caso de ser
considerados en los costos de operación y mantenimiento, es considerado como una
duplicidad de costos por lo que se descontarán.
Asimismo, el Estudio VAD podrá considerar los costos de proyectos de innovación
tecnológica y/o eficiencia energética, de conformidad con el Artículo 64 de la LCE y el
Artículo 144-A de su Reglamento. El cargo resultante será incorporado en el VAD y tendrá
como límite máximo el 1% de los ingresos registrados de cada empresa en el año anterior al
de la fijación, es decir, 2021 para el primer grupo y 2022 para el segundo grupo. Para el caso
de las empresas bajo el ámbito del FONAFE, los proyectos de innovación tecnológica y/o
eficiencia energética a considerar pueden ser los aprobados en el PIDE, lo cual deberá ser
solicitado por la empresa para evaluación de Osinergmin. Se verificará que no se dupliquen
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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los costos, es decir, que no se presenten simultáneamente los mismos proyectos en el PIDE y
como parte del cargo de innovación tecnológica.
Conforme se dispone en el Artículo 72 de la LCE y el Artículo 152-A de su Reglamento, el
VAD tomará en cuenta un factor de reajuste que promueve y financia la realización de
inversiones y acciones para el mejoramiento de la calidad de suministro eléctrico, que no
excederá el 5% del VAD en media tensión. El cumplimiento del mejoramiento comprometido
se revisará al final del periodo. El factor se aplica como incentivo o penalidad de acuerdo con
el cumplimiento (o no) del objetivo propuesto y considerará un periodo de adecuación de dos
años, en el cual se partirá de valores reales hasta valores objetivos definidos en función de las
características de cada empresa y de las inversiones y acciones propuestas para mejora.
En el caso de la calidad de suministro, esta se evaluará considerando los indicadores globales
de desempeño System Average Interruption Frequency Index (SAIFI) y System Average
Interruption Duration Index (SAIDI). El incentivo se otorgará al inicio del periodo de fijación
y no sobrepasará el porcentaje indicado. En caso de incumplimiento del SAIFI o SAIDI
comprometido, la penalidad se aplicará en el siguiente proceso de fijación del VAD y
corresponde a la devolución del ingreso otorgado, considerando la tasa de actualización
establecida por el Artículo 79 de la LCE. Para el caso de las empresas eléctricas bajo el
ámbito del FONAFE, los proyectos de calidad de suministro a considerar pueden ser los
aprobados en el PIDE, lo cual deberá ser solicitado por la empresa para evaluación de
Osinergmin. Se verificará que no se dupliquen los costos, es decir, que no se presenten
simultáneamente los mismos proyectos en el PIDE y como parte del factor de reajuste. En
dicho caso, se considerarán como parte del factor de reajuste.
En el caso de la evaluación del VAD de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER), Osinergmin
informará, junto con los sustentos respectivos, los valores máximos para el reconocimiento de
los costos de operación y mantenimiento, evaluados en base a costos reales auditados, de
conformidad con la LGER y su Reglamento.
En el caso de las empresas bajo el ámbito del FONAFE, el estudio incorporará la anualidad de
inversión, los respectivos costos de operación y mantenimiento; y la demanda asociada del
PIDE que corresponda, conforme a la aprobación que previamente haya realizado
Osinergmin, según el procedimiento respectivo.
Adicionalmente, las empresas podrán proponer en el Estudio VAD un plan gradual de
reemplazo a sistemas de medición inteligente (SMI), de conformidad con la Décima
Disposición Complementaria Transitoria del DS 018-2016-EM y el Artículo 163 del
Reglamento de la LCE, sustentada en el resultado de una evaluación costo/beneficio que
sustente su conveniencia. Los proyectos que se presenten deberán considerar el cumplimiento
de las normativas vigentes que sean pertinentes.
En el caso de las empresas con hasta 50 000 suministros, elaborarán y presentará n sus
propuestas de proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética, de factor de
reajuste para mejora de la calidad de suministro y de plan gradual de reemplazo a sistemas de
medición inteligente, directamente a Osinergmin para su revisión, aprobación e incorporación
en el VAD correspondiente, teniendo en cuenta el cronograma y plazos para la presentación
de los Estudios de Costos del VAD.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Para efectos de presentación del estudio se utilizará como unidad monetaria Soles (S/) y
dólares (US$), según corresponda, considerando el tipo de cambio vigente al 31 de diciembre
de 2021 (valor venta publicado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP) para el
primer grupo de empresas y al 31 de diciembre de 2022 para el segundo grupo. Los costos no
deberán incluir el Impuesto General a las Ventas (IGV). Las empresas domiciliadas en Zonas
de la Amazonía que efectúan adquisiciones de insumos o contrataciones de servicios fuera de
dichas zonas, a efectos del reconocimiento del IGV de tales adquisiciones o contrataciones,
deberán presentar, como parte de su Estudio de Costos del VAD, una evaluación del costo
adicional por el costo del IGV indicado y su incidencia en el VAD de la empresa.
De requerirse aclaraciones y/o precisiones a los Términos de Refe rencia, Osinergmin
informará sobre las mismas a todas las empresas. Asimismo, las empresas podrán solicitar
aclaraciones y/o precisiones a Osinergmin, las cuales serán atendidas e informadas a todas las
empresas.
Las empresas deberán remitir a Osinergmin toda aquella información que utilice para la
elaboración del estudio, de acuerdo con los plazos, formatos y medios que señale Osinergmin.
En el caso que alguna empresa incumpla con la entrega de información en forma completa y
oportuna, será sujeta a sanción según las normas correspondientes.
4 Alcance del Estudio
El estudio comprende la determinación del VAD de acuerdo con las disposiciones de la LCE,
LGER y sus Reglamentos, así como las normas técnicas, de calidad, de regulación, de
supervisión, de fiscalización y de seguridad que correspondan, y demás normas aplicables.
La determinación del VAD comprende la evaluación de los siguientes componentes
ponderados a nivel de empresa o a nivel de sector típico para las empresas con estudio en
conjunto:





Cargos Fijos.
Factores de Expansión de Pérdidas Estándares de Distribución de Potencia y Energía.
Valor Agregado de Distribución a nivel de Media Tensión (VADMT).
Valor Agregado de Distribución a nivel de Subestaciones de Distribución (VADSED).
Valor Agregado de Distribución a nivel de Baja Tensión (VADBT).
4.1 Etapas del Estudio
Como parte del estudio se desarrollarán las siguientes etapas:



Etapa I: Recopilación de la información técnica, comercial y económica de la empresa.
Etapa II: Creación de la empresa modelo eficiente.
Etapa III: Presentación de cargos adicionales al VAD.
- Proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética
- Plan gradual de reemplazo a sistemas de medición inteligente.
- Factor de reajuste para el mejoramiento de la calidad de suministro.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 10

Incorporación de los costos del plan de inversión en distribución eléctrica, aprobado
por Osinergmin, de las empresas bajo el ámbito del FONAFE, considerando del plan
aprobado solo las inversiones por nuevos suministros y demanda.
Etapa IV: Determinación del VAD.
En la siguiente figura se muestra, en forma resumida, las etapas y sus alcances, que deben
desarrollarse como parte del estudio:
Etapas del Estudio de Costos del VAD
Etapa I
Etapa III
Etapa IV
Recopilación
de la Información
Creación de la
Empresa Modelo
Eficiente
Evaluación de Cargos
Adicionales al VAD
Metrados y VNR
Eléctrico
Tipo de Sistema
Proyectos de Inversión
Innovación, Eficiencia y
Medición Inteligente
Costos de Inversión de
las Instalaciones
Eléctricas
Mejoramiento de la
Calidad de Suministro
Valor Agregado
de Distribución MT
Tecnología Adaptada
Plan de Inversión en
Distribución Eléctrica
FONAFE
Valor Agregado
de Distribución SED
Metrados y VNR No
Eléctrico
Mercado Eléctrico
Balance de Energía
y Potencia
Costos de Operación y
Mantenimiento
Estados Económicos y
Financieros
Estructura Orgánica
4.1.1
Etapa II
Determinación del VAD
Cargos Fijos
Optimización TécnicaEconómica
Valor Agregado
de Distribución BT
Pérdidas Estándar
Potencia y Energía
Pérdidas Estándar
de Distribución
Calidad de Servicio
Eléctrico
Factores de Economía
de Escala
Optimización de los
Costos Operación y
Mantenimiento
Fórmulas de Reajuste
Etapa I: Recopilación de la Información
Comprende la recopilación de la siguiente información técnica, comercial y económica de
acuerdo a lo siguiente:
1. Antecedentes contables de la empresa.
2. Antecedentes de la organización.
3. Servicios de terceros.
4. Antecedentes de las instalaciones de los sistemas eléctricos e inversiones no-eléctricas.
5. Información técnico-comercial.
6. Demanda y pérdidas.
7. Costos de O y M.
8. Costos unitarios de personal propio y externo.
9. Costos comerciales.
10. Inventario del alumbrado público.
11. Información sobre restricciones en la ejecución de las instalaciones eléctricas.
12. Estudio del costo del capital de trabajo.
13. Estudio y resultados de la caracterización de la carga.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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14. Reportes de calidad de servicio.
15. Resultados de los planes piloto y proyectos adicionales realizados (medición inteligente,
calidad de suministro e innovación tecnológica).
La información recopilada se consignará en los Formatos respectivos, adjuntos en el Anexo
N° 1, con el prefijo A.
La información de costos provenientes del sistema contable de la Empresa de Distribución
Eléctrica será la disponible y contendrá los costos directos e indirectos. Se pondrá especial
énfasis en los criterios de asignación de los costos indirectos, para lo cual se determinará
inductores de costos que representen de la mejor manera la participación de los costos
indirectos sobre cada actividad regulada y no regulada. Se deberá tomar como referencia los
criterios establecidos en el Manual de Costos basado en actividades aplicable a las empresas
de distribución eléctrica, aprobada mediante Resolución Osinergmin 218-2020-OS/CD.
4.1.2
Etapa II: Creación de la Empresa Modelo Eficiente
Se procederá a la creación de la Empresa Modelo, siguiendo el criterio del sistema
económicamente adaptado. En este sentido, se deberá contemplar el desarrollo de las
siguientes actividades de análisis y estudios que sustentarán la propuesta tarifaria:
1
2
3
Caracterización del mercado eléctrico y diseño preliminar del tipo de red;
Definición de los Sistemas y Tecnologías Adaptadas
Definición de los costos unitarios de las instalaciones (inversión y operación y
mantenimiento);
4 Proceso de optimización técnica económica conjunta de las redes e instalaciones y VNR
no eléctrico;
5 Determinación de Pérdidas de energía estándar;
6 Balance de potencia y energía;
7 Verificación de cumplimiento de calidad de servicio;
8 Determinación de los costos estándar de operación y mantenimiento técnico (MT y BT)
9 Determinación de los costos estándar de operación comercial y reducción de pérdidas no
técnicas;
10 Optimización de costos Indirectos y costos de gestión comercial;
11 Optimización de otros costos adicionales de explotación
12 Resultados de costos totales de OyM.
La información pertinente de los análisis y estudios provenientes de la creación de la empresa
modelo, se consignarán en los Formatos respectivos, adjuntos en el Anexo N° 1, con el prefijo
B.
4.1.3
Etapa III: Evaluación de Cargos Adicionales al VAD
En lo que respecto a la evaluación de los cargos adicionales al VAD, se considerarán los
siguientes rubros:
a) Proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia ene rgética
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Comprenderán aquellos proyectos en innovación tecnológica y/o eficiencia energética que
se propongan implementar en el periodo de fijación y que contribuyan a la mejora de la
eficiencia, la seguridad y/o la calidad del servicio prestado.
Los proyectos deben ser sustentados en función del beneficio obtenible para el usuario,
debiendo presentarse la evaluación técnica y económica que justifique dicho beneficio.
Los costos de los proyectos se reconocerán en el periodo tarifario y considerarán los
costos de inversión (anualidad de inversión con la tasa establecida en el Artículo 79 de la
LCE), los costos de operación y mantenimiento y/o costos remanentes de instalaciones
reemplazadas.
Los costos a reconocer de los proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia
energética están limitados a 1% de los ingresos registrados de la empresa del año anterior
al de la fijación.
Para el caso de las empresas bajo el ámbito del FONAFE, los proyectos de innovación
tecnológica y/o eficiencia energética a considerar pueden ser los aprobados en el PIDE, lo
cual deberá ser solicitado por la empresa para evaluación de Osinergmin. Se verificará que
no se dupliquen los costos, es decir, que no se presenten simultáneamente los mismos
proyectos en el PIDE y como parte del cargo de innovación tecnológica.
b) Plan gradual de reemplazo a sistemas de medición intelige nte (SMI)
Las empresas concesionarias pueden presentar un plan gradual de reemplazo a sistemas de
medición inteligente. El plan deberá contemplar las opciones tarifarias en las cuales se
demuestre su conveniencia técnico-económica en base a un análisis de costo/beneficio.
Las propuestas se deben sustentar tomando en cuenta los resultados de los proyectos
pilotos ya realizados, a partir de los cuales podrán proponer en el estudio un plan gradual
de reemplazo a sistemas de medición inteligente (SMI).
c) Factor de reajuste para el me joramiento de la calidad de suministro
Comprende la estimación de un factor de reajuste del VAD en media tensión previsto para
la mejora de la calidad de suministro de la empresa de acuerdo con valores objetivos a
partir de valores reales de los indicadores SAIFI y SAIDI por sistema eléctrico.
Los valores reales de partida serán determinados por la empresa considerando la
información del año anterior al de la fijación. Los valores objetivos serán propuestos por
las empresas para cada sistema eléctrico, teniendo en cuenta que el costo de las
inversiones y acciones propuestas no deben superar el porcentaje límite anual establecido
(5% del VADMT). Los valores objetivos deberán ser especificados para cada año de
periodo de fijación.
Para el caso de las empresas eléctricas bajo el ámbito del FONAFE, los proyectos de
calidad de suministro a considerar pueden ser los aprobados en el PIDE, lo cual deberá ser
solicitado por la empresa para evaluación de Osinergmin. Se verificará que no se
dupliquen los costos, es decir, que no se presenten simultáneamente los mismos proyectos
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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en el PIDE y como parte del factor de reajuste. En dicho caso, se considerarán como parte
del factor de reajuste.
d) Incorporación de los costos del plan de inversión en distribución eléctrica, aprobado
por Osinergmin, de las empresas bajo el ámbito del FONAFE
Para las empresas bajo el ámbito del FONAFE, se incorporará en el VAD los costos de
inversión, operación y mantenimiento, y su demanda asociada, del Plan de Inversión en
Distribución Eléctrica que corresponda a la conexión de nuevos clientes y crecimiento de
demanda, aprobado por Osinergmin.
En el caso de las empresas con hasta 50 000 suministros, elaborarán y presentarán sus
propuestas de proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética, de factor de
reajuste para mejora de la calidad de suministro y de plan gradual de reemplazo a sistemas de
medición inteligente, directamente a Osinergmin para su revisión, aprobación e incorporación
en el VAD correspondiente, teniendo en cuenta el cronograma y plazos para la presentación
de los Estudios de Costos del VAD.
4.1.4
Etapa IV: Determinación del VAD
Comprende la determinación del VAD según lo siguiente a nivel de sistema eléctrico y
ponderado a nivel empresa o sector típico para el caso de los Estudios del VAD en conjunto :

















Cargos Fijos por cliente;
Valor Agregado de Distribución MT;
Valor Agregado de Subestaciones de Distribución;
Valor Agregado de Distribución BT;
Pérdidas estándar de potencia en MT, en la hora punta del sistema de MT;
Pérdidas estándar de potencia en SED, en la hora punta del sistema de BT;
Pérdidas estándar de potencia en BT, en la hora punta del sistema de BT;
Pérdidas estándar de potencia en Acometidas, en la hora punta del sistema de BT;
Pérdidas estándar de potencia en Medidores, en la hora punta del sistema de BT;
Pérdidas estándar de energía en MT;
Pérdidas estándar de energía en SED;
Pérdidas estándar de energía en BT;
Pérdidas estándar de energía en Acometidas;
Pérdidas estándar de energía en Medidores;
Factores de caracterización de la carga (factores de coincidencia, de contribución a la
punta, número de horas de uso en baja tensión promedio y diferenciado para las horas
punta y fuera de punta, factor de carga y factor de pérdidas).
Factores de economía de escala anuales; y
Fórmula de reajuste de precios.
Los valores aplicables a usuarios finales corresponderán a los resultantes a nivel empresa,
para lo cual se utilizará factores de ponderación a nivel de cada sistema eléctrico. Al respecto,
se utilizará la demanda como factor de ponderación de los cargos del VAD y el número de
usuarios para la ponderación de los cargos fijos por sistema eléctrico. Asimismo, para los
parámetros de pérdidas y caracterización de la carga se utilizarán la demanda o energía según
corresponda. La demanda corresponderá a la utilizada para el cálculo del VADMT o VADBT.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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4.1.5
Obligaciones de la Empresa para con Osinergmin
Las empresas deberán entregar a Osinergmin los estudios completos de costos incluyendo
anexos y archivos electrónicos, elaborados de acuerdo a los presentes términos de referencia,
en los plazos determinados.
Asimismo, deberá responder a las observaciones formuladas por Osinergmin sobre los
referidos estudios en los plazos y formas establecidos.
5 Etapa I: Recopilación de la Información
La empresa deberá proporcionar al Osinergmin los antecedentes de los costos e instalaciones
eléctricas y no eléctricas haciendo uso de los formatos I al IX, señalados en el Anexo N 1.
La recopilación de datos se realizará para el periodo anual completo del año previo a la
realización del estudio. Los datos de inventario serán los correspondientes al 31 de diciembre
del año previo a la presentación del estudio. Cabe precisar que, Osinergmin puede solicitar
directamente la información que requiera para el cumplimiento de sus funciones, en virtud del
Artículo 58 del Reglamento de la LCE.
a. Antecedentes contables de la empresa,
Se recopilarán según los Formatos que se indican en el Anexo N° 1, Formatos del II al
IV para cada una de las actividades que se detallan a continuación:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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CÓDIGO
A1
A2
A3
A4
A5
A6
A7
A8
A9
A10
A11
A12
A13
ACTIVIDAD
Compra de Energía
Generación
DESCRIPCIÓN
Compra de energía y potencia
Costos de la actividad de generación
Costos de la actividad de transmisión y
Transmisión
transformación
Operación y Mantenimiento (O&M) del sistema
eléctrico de distribución que atiende el
Distribución Media Tensión
suministro de servicio público y clientes libres en
MT.
O&M del sistema eléctrico de distribución que
Distribución Baja Tensión
atiende el suministro de servicio público y
clientes libres en BT
O&M del sistema eléctrico de distribución que
Alumbrado Público
atiende el suministro de alumbrado público
Comercialización
Facturación, cobranza y atención de clientes
Conexión a la Red de Distribución Instalación, mantenimiento y reposición de
Eléctrica
empalmes y equipos de medición
Cortes, reconexión, retiros y reinstalaciones del
Corte y Reconexión
suministro eléctrico a los usuarios
Proyectos de distribución, administración,
Gestión de Inversión en Distribución
ejecución de obras y recepción de obras
Gestión de Inversión en Otras Áreas Proyectos otras actividades
Apoyo en Postes
Servicio uso de postes por otras empresas
Otros servicios no regulados que presta la
Empresa,
por
ejemplo:
servicio
de
Otros Servicios
mantenimiento que se brinde a otras empresas
concesionarias, asesoría a terceros.
A14
Negocios Financieros
A15
A16
Otras
TOTAL
Bolsa, gestiones en instituciones financieras, etc.
Actividades distintas a las anteriores (indicar)
Sumatoria de todas las actividades
El periodo considerado para la recolección de información corresponderá al año completo
anterior a la fecha del estudio.
b. Antecedentes de la organización
Se presentará la estructura de personal, funciones, costos de personal por cargo y tipo
desagregando remuneraciones, beneficios, regalías, sobretiempos y otros.
c. Servicios de terceros
Antecedentes de los costos de servicios de terceros, los que se efectuarán tomando
como referencia la siguiente tabla.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Ítem
Servicios de Terceros
Costo Total Anual (US$)
1 Mantenimiento de Redes (*)
Mantto.Sist. Transmisión
Mantto. Sist. Distribución Media Tensión
Mantto. Sist. Distribución Baja Tensión
Ejecución de trabajos con tensión
2 Mantenimiento de Alumbrado Público
3 Transporte (*)
4 Atención Telefónica a Usuarios (*)
5 Lectura de Medidores (*)
6 Procesamiento Facturación (*)
7 Reparto de Facturas (*)
8 Cobranza (*)
Oficinas Empresas
Centro Autorizado de Cobranza
Bancos
Gestores de cobranza
9 Recojo de Dinero
10 Distribución Motorizada de Correspondencia (*)
11 Vigilancia
12 Arrendamiento de Oficinas
13 Mantenimiento de Oficinas
14 Limpieza de Oficinas
15 Mensajería
16 Asesoría Seguridad
17 Comisión por Cobranza (*)
18 Apoyo Informática
19 Servicios de Asesoría Legal
20 Auditoría Externa
21 Consultoría de Negocios
22 Servicios de Higiene y Seguridad
23 Capacitación al Personal (*)
24 Consultoría en Sistemas
25 Asesoría Administrativa-Contable-Financiera
26 Consultoría de Apoyo en Temas de Ingeniería (*)
27 Servicio de Control de Calidad Técnica
28 Inversiones y Proyectos (*)
29 Atención a usuarios (*)
30 Control de Pérdidas Comerciales (*)
31 Consultorías y Asesorías Regulatorias (*)
TOTAL ANUAL
Nota:
(*) Este ítem se debe desagregar de la manera más extensa posible por nivel de tensión, si corresponde.
d. Antecedentes de las instalaciones de los sistemas eléctricos e inversiones noeléctricas:




Información que se señala en el Anexo N° 1 - Formatos I-1 y I-2;
Diagramas unifilares de los sistemas de transmisión secundaria de la empresa, al 31 de
diciembre de 2017 o 2018 (según corresponda);
Información de los costos estándar de inversión. Los costos unitarios serán reportados
empleando el Sistema de Información de los Costos Estándar de Inversión (SICODI)
vigente para el periodo de regulación. Se deberá proporcionar la información de
sustento de compras de materiales, equipos u otros, según corresponda;
Información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica. La empresa
deberá entregar la información utilizando el Sistema de Información VNR GIS, de
conformidad con lo establecido en la “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de
Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, aprobado mediante la
Resolución OSINERG N° 324-2004-OS/CD o la que la reemplace. Se considerará la
información al 31 de diciembre de 2021 o 2022, según corresponda.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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
Se deberá indicar la pertenencia de las instalaciones ya sean de propiedad de la
empresa del estado o de terceros, diferenciadas por sector típico. Se deberá
proporcionar la acreditación de titularidad o documentos de transferencia de activos,
según corresponda.
Las instalaciones de distribución eléctrica destinadas a la prestación del servicio de
distribución eléctrica, comprenden las instalaciones eléctricas y no eléctricas.
Las instalaciones eléctricas se organizarán de acuerdo a los siguientes rubros:




Media Tensión (MT): Comprende las redes (aéreas y subterráneas) de media tensión,
así como, los correspondientes equipos de protección, seccionamiento y de
compensación.
Subestaciones: Comprende las subestaciones de distribución MT/BT, y las
subestaciones de seccionamiento y protección.
Baja Tensión (BT): Comprende las redes (aéreas y subterráneas) de baja tensión del
servicio particular y las instalaciones del alumbrado público (redes aéreas y
subterráneas, equipos de alumbrado y equipos de control).
Las instalaciones no eléctricas son aquellas inversiones en infraestructura y
equipamiento que se requieren para la prestación del servicio de distribución eléctrica.
Se organizarán de acuerdo a los siguientes rubros:
 Terrenos;
 Edificios y Construcciones;
 Equipos y Vehículos de Transporte y Carga;
 Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control;
 Equipos de Comunicación;
 Equipos de Oficina;
 Equipos de Computación; y
 Otros Equipos.
Tabla Resumen de la Información del VNR
Tipo de
Información
Técnica (1)
Gráfica (2)
Instalaciones de Distribución Eléctrica
Instalaciones
Eléctricas
X
X
Instalaciones No
Eléctricas (3)
X
X
Información
Catastral
X
X
(1) La in formación técnica involucra toda la info rmación referida a las características técnicas de las
instalaciones eléctricas y no eléctricas.
(2) La información gráfica involucra toda la información necesaria para una adecuada representación gráfica
de las instalaciones, para lo cual se usará coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator) con datum
PSAD56 o W GS84, o el que defina el Osinerg min posteriormente, siemp re y cuando, toda la información de
la Emp resa se remita en un mismo datum y zona UTM (17, 18 o 19).
(3) En el caso de la información gráfica de las instalaciones no eléctricas, ésta sólo se refiere a t errenos,
edificios y construcciones.
e. Información técnico-comercial
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Se reportará la información total y por sistema eléctrico de la empresa. La información
magnética deberá ser remitida usando los formatos V-1, V-2 y V-3 del Anexo N° 1.
La información sustentatoria deberá ser entregada en medios magnéticos, según los
formatos descritos en la Resolución Directoral N° 011-95 EM/DGE y su modificatoria por
Resolución Directoral Nº 019-2002-EM/DGE.
Para el mercado no regulado (libre) deberá entregarse la información de acuerdo a lo
establecido en la Resolución Osinergmin Nº 0026-2012-OS-CD o la que la reemplace,
para los mismos periodos según los formatos vigentes.
Para los clientes libres deberá completarse la información requerida en la siguiente tabla:
INFORM ES CLIENTES LIBRES
Máxima
Demanda
Registrada (kW )
Código
de
cliente
Tensión
Conexió
n
Punto
Conexión
mes
Punta
Fuera
de
Punta
Potencia
Facturada (KW)
Punta
Fuera
de
Punta
Correspon
de a
Distribuci
ón
Energ ía (MWh)
SI
Punta
NO
Fuera
de
Punta
f. Demanda y perdidas
Se deberá reportar:




La demanda máxima registrada individual y simultánea en las SETs AT/MT, en los
alimentadores de MT y en las subestaciones MT/BT (especificando el día y la hora del
evento), por sistema eléctrico;
Los balances de energía y potencia para cada nivel de tensión, indicando los criterios y
premisas considerados en su elaboración, por sistema eléctrico;
Las pérdidas técnicas y comerciales de potencia y energía reales de las redes e
instalaciones de MT y BT, incluyendo acometidas y medidores;
Se deberá presentar el balance de potencia y energía de acuerdo al formato VI del
Anexo1
g. Costos de O y M
Información de costos típicos de operación y mantenimiento del total Empresa o Sistema
Eléctrico Modelo para los mismos periodos, sustentados con copia de facturas de pago y
contratos de los proveedores involucrados que contenga la siguiente información:
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








Programa para la atención del servicio
Rol de turnos para la atención por emergencias;
Programa de Mantenimiento e Informe de Ejecución;
Relación de Órdenes de Trabajo ejecutadas que contendrá como mínimo:
 Nº de Orden de Trabajo;
 Descripción;
 Fecha;
 Responsable del área; y
 Tipo de Instalaciones que comprende.
Salida de almacenes de los repuestos para el mantenimiento;
Programa anual de repuestos y adquiridos en el año;
Recursos externos utilizados para la atención del servicio;
Costos de las actividades realizadas por servicios de terceros; y
Otros costos de operación y mantenimiento.
h. Costos unitarios de Personal propio y externo.
Información sobre los costos unitarios de personal propio y de personal externo empleado
en los servicios contratados.
Los costos unitarios reales de personal propio se reportarán, de acuerdo a sus valores
medios para cada una de las categorías tarifarias establecidas en la siguiente tabla:
Categoría
Directores
Gerentes
Subgerentes
Asesores
Jefes
Profesionales
Supervisores
Administrativos
Técnicos
Descripción
Directores
Gerente general, gerentes de línea, gerentes de apoyo
Subgerentes
Asesores / Coordinadores / Auditores
Jefes de departamento, sección o área
Especialistas / Analistas
Supervisores
Administrativos / Asistentes / Auxiliares / Técnicos administrativos / Secretarias
Técnicos / Operadores / Técnicos comerciales / Programadores / Operadores de sistemas
Asimismo, se reportará la cantidad total de personal propio por categoría y el total de la
masa salariar. Los reportes para cada categoría incluirán los sueldos básicos, adicionales
por antigüedad, gratificación y otros más. Los aportes empresariales para jubilación, obra
social, seguros y los adicionales por vacaciones, sueldo anual complementario,
Participación de los Trabajadores en las Utilidades de la Empresa (PTU) y otros se
reportarán de acuerdo al formato VII-1 del Anexo1.
Los costos unitarios de personal de servicio tercerizado se reportaran por categoría de
acuerdo a las categorías contempladas en el SICODI para la determinación de los costos
de inversión.
Los del personal propio y de terceros, según corresponda, surgirá:
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


Del análisis de los contratos de obra o de servicios a partir de la consideración de los
conceptos incluidos (mano de obra; transporte y equipos; sobrecosto contratista); o
Del reporte salarial del contratista. los mismos se informarán con un desglose de
conceptos similar al personal propio.
También se puede considerar la información de encuestas de remuneraciones del
personal profesional y técnico (propio y de terceros), de acuerdo con el ámbito
geográfico donde la empresa eléctrica presta el servicio.
Se deben remitir copia de los contratos de obra y/o servicios u otra información que
sustente su propuesta de costos unitarios de personal de servicio de terceros.
i.
Costos comerciales
Información de otros costos comerciales relacionados con la atención de nuevos
suministros, reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y reconexiones,
control de pérdidas, gestión de la morosidad.
Información de ratios comerciales que se presentan en el siguiente cuadro:
Concepto
Ratio
Análisis de lecturas
Lecturas/persona-hora
Cobranzas
Facturas/cajero-día
Análisis de saldos
Cuentas c/saldo/persona-hora
Resolución de cuentas morosas
Cuentas/empleado-día
Planificación de inspecciones
Cuentas/persona-hora
Inspecciones clientes residenciales
Cuentas/persona-hora
Inspecciones grandes clientes
Cuentas/persona-hora
Consumos recuperados
Cuentas/persona-día
Suspensiones
Suspensiones/persona-hora
Cortes
Cortes/persona-hora
Rehabilitaciones
Rehabilitaciones/persona-hora
Reconexiones
Reconexiones/persona-hora
Llamadas comerciales
Llamadas/persona-hora
Llamadas por problemas de suministro
Llamadas/persona-hora
Nota :
Se podrán incorporar otros conceptos y ratios para un mejor análisis
Otros servicios prestados por la Empresa Distribuidora, tales como, apoyo en postes,
servicios de comunicaciones de Internet y otros.
Información de modalidad de cobranza, número de centros de atención (de la Empresa,
Centros Autorizados de Recaudación, Bancos, Internet, Débito Automático, etc.) número
de ventanillas de atención, tiempo promedio de atención, costos unitarios por transacción,
etc.
Se deben remitir copia de los contratos de obra y/o servicios u otra información que
sustente su propuesta de ratios y costos comerciales.
j.
Información de vías y manzano para efectos del Alumbrado Publico
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Se debe proporcionar la información de vías, tipo de vía, tipo de alumbrado y perfiles de
vía de las diferentes áreas de la zona concesión, en particular, para las zonas urbanas.
k. Información de Restricciones para la Ejecución de Instalaciones Eléctricas
Se debe proporcionar la información de zonas históricas o monumentales. Se consideran
zonas históricas o monumentales aquellos sectores de las ciudades que así hayan sido
designados por la autoridad municipal, regional o el Ministerio de Cultura debido a que
poseen un número apreciable de ambientes urbanos monumentales, valor histórico y
urbanístico de conjunto que requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la
instalación, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el
fin de preservar el patrimonio cultural.
Asimismo, se debe proporcionar la información de otras zonas o vías con restricciones para
la construcción y gestión de instalaciones eléctricas y los sustentos respectivos.
Se debe informar por separado las áreas con restricciones para el tendido de red aérea MT
y BT.
Para la restricción del tendido aéreo en MT se considerará, la ubicación de postación y el
cumplimiento de las distancias a la edificación real, establecidas en el código eléctrico.
Para sortear las restricciones se evaluará el empleo de líneas de MT con disposición
vertical y postación de mayor altura.
Para las restricciones al tendido de líneas aéreas de BT, autoportante, solo se considerará
las restricciones para la ubicación de la postación.
l.
Estudio del costo del capital de trabajo.
Definición correspondiente al costo financiero para cubrir el desfase de facturación y
recaudación respecto de los pagos de compras de energía y gastos operativos de los
primeros meses de operación de la empresa distribuidora, hasta lograr el equilibrio.
Se deberá realizar una simulación de la operación típica de la empresa. El estudio que
desarrolle la empresa debe considerar, en relación con la gestión de distribución, lo
siguiente:




El período de facturación (mensual) a los usuarios;
Plazos de pago del distribuidor a la empresa generadora de acuerdo a prácticas
habituales del mercado; y
Plazos de pago de remuneraciones, servicios de terceros y otros gastos.
El prorrateo del costo de capital de trabajo en el periodo regulatorio.
m. Información y resultados del estudio de caracterización de la carga
El estudio de caracterización de la carga comprende la determinación de los factores de
carga, factores de pérdidas, factores de coincidencia, factores de contribución a la punta y
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horas de uso de baja tensión de las opciones tarifarias establecidas en la Norma “Opciones
Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante
la Resolución OSINERGMIN N° 206-2013-OS/CD y sus modificatorias.
Los factores mencionados estarán determinados a partir de diagramas de carga obtenidos
de las lecturas de consumo y demanda de una muestra representativa de suministros de
media y baja tensión. Para el caso de la opción tarifaria BT5B, los diagramas se obtendrán
de las lecturas de consumo y demanda de una muestra representativa de subestaciones de
distribución MT/BT que alimenten predominantemente a usuarios con dicha opción. En el
caso de las subestaciones MT/BT de la muestra, la empresa deberá acompañar a los
registros de medición, la información de los registros de medición de consumos de los
demás usuarios libres o regulados de otras opciones tarifarias, alimentados eléctricamente
desde dichas subestaciones.
La concesionaría de distribución deberá alcanzar la información de los registros de
medición de todos los usuarios y subestaciones de distribución considerados en su
propuesta (muestra representativa del estudio), precisando el código del usuario, opción
tarifaria, código sed y ubicación, según corresponda. Además, las empresas que cuenten
con proyectos piloto de sistemas de medición inteligente aprobados por Osinergmin,
deberán reportar copia de los registros de medición de los usuarios que cuenten con dicho
sistema de medición.
Luego de la determinación de los diagramas de carga representativos, los factores para
cada sistema eléctrico representativo según sector típico deben ser presentados según la
siguiente estructura:
Por Opción Tarifaria
Nivel de
tensión
Opción
Sistema de
Factor de Factor de NHUBTPP y
FCPP FCFP F1
F2
F3 CPP (1) FPS FPD
NHUBT
tarifaria
medición
Carga
Pérdidas NHUBTFP
MT1
2E2P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT2
2E2P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Media
MT3P
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
tensión
MT3FP
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT4P
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT4FP
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2
2E2P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT3P
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT3FP
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Baja
BT4P
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
tensión
BT4FP
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT5A (2)
2E
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT5B
1E
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT7
Prepago
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
(1) Para la potencia de generación y la potencia de distribución.
(2) Para los usuarios con demanda de hasta 20 kW en HP y HFP y con demanda de hasta 20 kW en HP y de hasta 50 kW en HFP.
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Nivel de
tensión
Media
tensión
Baja
tensión
Grupo de opciones
MT1, MT2, MT3P, MT3FP,
MT4P, MT4FP
MT2, MT3P, MT3FP,
MT4P, MT4FP
FCPP FCFP
F1
F2
F3
CPP (1) FPS
FPD
Factor de Factor de
Carga
Pérdidas
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT2, MT3P, MT4P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT2, MT3FP, MT4FP
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2, BT3P, BT3FP,
BT4P, BT4FP
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2, BT3P, BT4P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2, BT3FP, BT4FP
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
(1) Para la potencia de generación y la potencia de distribución.
Sistema de medición
 2E2P :
Dos mediciones de energía y dos de potencia
 2E1P :
Dos mediciones de energía y una de potencia
 1E1P :
Una medición de energía y una de potencia
 2E
:
Dos mediciones de energía
 1E
:
Una medición de energía
Calificación
 p
:
Presente en horas de punta (de 18:00 a 23:00 horas)
 fp
:
Presente en horas fuera de punta (resto de horas)
Factores
 FCPP :
 FCFP :
 CPP :
 FPS :
 FPD :
 fCarga :
 fPérdidas :
 NHUBTPP
 NHUBTFP
 NHUBT
Factor de coincidencia en horas punta
Factor de coincidencia en horas fuera de punta
Factor de contribución a la punta efectiva
Factor de ponderación del día sábado
Factor de ponderación del día domingo
Factor de carga
Factor de pérdidas
:
Número de horas de uso de baja tensión en horas punta
:
Número de horas de uso de baja tensión en horas fuera de punta
:
Número de horas de uso de baja tensión
El procedimiento a seguir para el sustento del estudio de caracterización de la carga se
realizará de acuerdo a lo indicado Anexo 3.
n. Información y resultados de Calidad de servicio
La empresa debe informar, en relación con su calidad de servicio (producto, suministro,
atención comercial y alumbrado público), los resultados obtenidos en los dos últimos años
previos al estudio tarifario, de acuerdo con lo establecido en la Norma Técnica de Calidad
de los Servicios Eléctricos (NTCSE) o la Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos Rurales (NTCSER), según corresponda, así como en “Procedimiento para la
Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos”, aprobado con la Resolución
Osinergmin 074-2004-OS-CD.
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o. Información y resultados de proyectos de innovación, me jora de la calidad y SMI
Se deberán presentar los resultados de la ejecución de los proyectos aprobados por
Osinergmin en el último periodo tarifario, correspondientes a:
 Proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética
 Proyectos de mejora de la calidad de suministro
 Planes piloto de implementación de me medición inteligente
Los resultados de cada proyecto deben incluir:
 La descripción del proyecto.
 Detalle de costos unitarios de equipos y materiales relevantes.
 Costos de instalación, según componentes del proyecto.
 Costos totales de inversión del proyecto.
 Gastos de explotación incurridos.
 Evaluación técnico-económica (costo-beneficio) de la conveniencia de los mismos.
 Resultados y conclusiones del proyecto.
 Montos de facturación a los usuarios producto de los cargos adicionales al VAD
durante el periodo regulatorio (información mensual y consolidada por año).
p. Crite rios a considerar en los reportes
La empresa deberá preparar toda la información que se señala en el Anexo N° 1 a nivel de
Empresa (total) y por sistema. Las cifras monetarias de las inversiones y costos no deberán
incluir IGV.
Los costos se desglosarán en costos directos, supervisión directa, y costos indirectos de la
Gerencia Central.
Se entiende por costos directos a aquellos que se vinculan con la ejecución de trabajos
operativos para la prestación del servicio de distribución y comercialización. Dichos
trabajos podrían ser realizados por personal propio o de terceros de acuerdo a su
conveniencia.
Se entiende por costos de supervisión directa aquellos costos que son originados por el
trabajo de supervisión que se efectúa de manera directa para la adecuada ejecución de las
actividades de distribución y comercialización realizado por personal propio o terceros.
Los costos indirectos de la gerencia central son aquellos vinculados con la administración
y servicios funcionales de la Empresa, comprenden: El directorio, las gerencias, oficina de
personal, oficina de contabilidad, legales, control de gestión, compras y contrataciones y
otros costos de apoyo a la gestión.
Los formatos IV-1 y IV-5 “Costos Combinados” deberán agrupar las transacciones
contables a nivel de detalle, para lo cual se tendrá en cuenta las equivalencias y/o
agrupaciones de cuentas efectuadas entre el Plan de Cuentas establecido en el Manual de
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Costos para Empresas de Electricidad Concesionarias y/o Autorizadas, aprobada por
Resolución Ministerial 197-94-EM/VME.
La información de los formatos del Anexo Nº 1 deberán ser entregados en archivos
digitales al Osinergmin.
Las cifras de aVNR que se mencionan más adelante corresponden a la anualidad del VNR,
calculado con la tasa de actualización establecida en e l artículo 79 de la Ley de
Concesiones Eléctricas y para un periodo de vida útil de 30 años, es decir, se aplicará el
factor igual a 0,124144 considerando la tasa de 12% del mencionado artículo. La cifra
relevante para fines tarifarios es la mensual, es decir, debe calcularse la mensualidad de la
aVNR multiplicando la anualidad de la inversión por un factor que considere flujos
mensuales equivalentes a la anualidad. Así para una tasa de actualización de 12%, el factor
es igual a 0,079073.
6 Etapa II: Creación de la Empresa Modelo Eficiente
La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) señala que el Valor Agregado de Distribución
(VAD) se basa en una empresa modelo eficiente con un nivel de calidad preestablecido en las
normas técnicas de calidad, la misma que considera los siguientes componentes:



Costos asociados al usuario, independiente de su demanda de potencia y energía;
Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía; y
Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución por
unidad de potencia suministrada.
El costo estándar de inversión es la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del
Sistema Económicamente Adaptado (SEA), que considera una vida útil de 30 años y la tasa
de actualización establecida en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.
El estudio debe incluir todas las actividades en la secuencia, forma y alcance que se indican a
continuación:


El Concesionario, normalmente presta servicios y realiza negocios adicionales al VAD
cuyos costos deben ser excluidos para el cálculo del Valor Agregado de Distribución. En
estas actividades se encuentran actividades reguladas tales como: atención de nuevos
suministros (conexiones), reposición y mantenimiento de la conexión eléctrica, cortes y
reconexiones; y no reguladas como: diseño y construcción de obras de distribución de
terceros, prestación de asesoría a terceros, servicio de apoyo en postes, inversiones en
instrumentos financieros, etc. El estudio debe considerar las economías de escala
correspondientes y asignar una proporción de los costos a la actividad de distribución de
electricidad. En cuanto a los costos asociados al diseño y a la construcción de obras de
distribución, tanto directos como indirectos, ellos deben ser identificados de modo de
evitar duplicidad de costos con los valores que sean incluidos en el VNR adaptado de las
instalaciones de distribución;
Las instalaciones y los costos de la empresa modelo deben corresponder a los resultados
de una política de inversiones y de gestión eficientes. Se debe entender como eficiencia en
la política de inversiones y de gestión, la elección de la alternativa de mínimo costo
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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



presente (incluyendo costos directos de inversión inicial, futura, pérdidas técnicas,
operación y mantenimiento)para prestar el servicio de distribución evaluada en un período
de 30 años satisfaciendo la demanda, con una calidad de producto y suministro
concordante con la normatividad vigente, considerando las opciones técnicas, equipos y
materiales disponibles a la fecha y la tasa de actualización prevista en la Ley;
La Empresa real no tiene necesariamente sus instalaciones adaptadas a la demanda en
cuanto a extensión de redes y capacidad; en cambio, para la empresa modelo se deben
considerar inversiones adaptadas técnica y económicamente a la demanda. Se entiende por
instalaciones de distribución adaptadas a la demanda, aquellas que son el resultado de los
sistemas eléctricos optimizados (que incluyen inversiones y costos de operación y
mantenimiento y pérdidas) cumpliendo el criterio de costo mínimo, y las exigencias de
calidad de producto y suministro, de tal forma que exista equilibrio entre el diseño e
instalaciones de distribución y la demanda. Considerando que los tamaños de equipos e
instalaciones son discretos, las holguras de reserva corresponderán a la capacidad que se
produzca por la aplicación de los factores de uso medios y contemplando el crecimiento
de la demanda vegetativa correspondiente a un periodo regulatorio.
La empresa modelo debe diseñarse para que cumpla con lo s requerimientos señalados en
la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) o la Norma Técnica de
Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER), según corresponda, así como en
“Procedimiento para la Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos”, aprobado
con la Resolución Osinergmin 074-2004-OS-CD. La empresa debe calcular los valores de
los indicadores de calidad de producto y suministro según se indican en las normas
señaladas.
Para el análisis de la empresa modelo debe considerarse el servicio de distribución de
electricidad en la totalidad de la empresa real.
La creación de la empresa modelo tomará en cuenta, de forma referencial, las tecnologías
adaptadas y los criterios de optimización, resultantes de las últimas fijaciones tarifarias del
VAD.
6.1 Estructuración de la Empresa Modelo Eficiente
Se procederá a estructurar la empresa modelo siguiendo el criterio del Sistema
Económicamente Adaptado y entre otros estudios y análisis, se debe contemplar el desarrollo
de lo siguiente:
1
2
3
Caracterización del mercado eléctrico y diseño preliminar del tipo de red;
Determinación de los Sistemas y Tecnologías Adaptadas
Determinación de los costos unitarios de las instalaciones (inversión y operación y
mantenimiento);
4 Proceso de optimización técnica económica conjunta de las redes e instalaciones y VNR
no eléctrico;
5 Determinación de Pérdidas de energía estándar;
6 Balance de potencia y energía;
7 Verificación de cumplimiento de calidad de servicio;
8 Determinación de los costos estándar de operación y mantenimiento técnico (MT y BT)
9 Determinación de los costos estándar de operación comercial y reducción de pérdidas no
técnicas;
10 Optimización de costos Indirectos y costos de gestión comercial;
11 Optimización de otros costos adicionales de explotació n
12 Resultados de costos totales de O y M.
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Además, se deberá incluir la presentación de resultados comparativos
6.1.1
Caracterización del Mercado Eléctrico y Diseño Preliminar del Tipo de Red
Se debe realizar un estudio de zonificación (áreas urbanas y rurales) y de caracterización de
mercado (áreas urbanas), con la finalidad de determinar las áreas de mercado existentes y las
densidades de carga características, por zonas y así definir el tipo de redes que se usará
durante el proceso de optimización de la empresa modelo y proceder a determinar la red
adaptada.
Se considerarán zonas urbanas todas aquellas que dispongan de trazado de manzanado con
calles que lo circundan y la existencia real de clientes urbanos,
Las zonas urbanas periféricas donde no se cuente con manzanado y las zonas rurales se
considerarán de forma separada.

Caracterización del mercado en zonas urbanas
El primer paso para la caracterización del mercado eléctrico en áreas urbanas, consistirá en la
zonificación de áreas típicas, sobre el tejido urbano real.
Se determinarán y graficarán en base a la base GIS de clientes reales y la calificación catastral
las áreas:
 Predominantemente residenciales; comerciales e industriales.
 Las áreas mixtas: Comercial- Residencial; Industrial-comercial- residencial
También se determinarán:
 Los espacios verdes, áreas de parques y espacios libres
 Los polígonos indicando su uso (Industrial; aeropuertos; residenciales, etc)
 Las áreas o vías con restricciones para el tendido de redes aéreas de MT y/o BT
Dicha información se volcará en un plano para cada ciudad.
Se determinarán las densidades de carga de BT y MT, para toda el área urbana de cada ciudad
o población.
Los rangos de densidad de MT, incluyendo BT para las áreas urbanas que deben adoptarse
son los siguientes, para la definición del tipo de red son:
Zona
Muy Alta
Alta
Media
Baja
Muy Baja
Rango de densidad de carga
Color
(MW/km2 )
Rojo
 ≥ 4,0
Anaranjado
4,0 >  ≥ 2,5
Azul
2,5 >  ≥ 1,5
Verde
1,5 >  ≥ 0,25
Amarillo
 < 0,25
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Para la realización del proceso de optimización se requerirá el cálculo de la densidad de carga
de BT y MT en forma separada y la conjunta MT+BT.
Las densidades de carga de MT y BT deben calcularse, con la demanda máxima simultanea
real en cada área evaluada por nivel de tensión. Para ello se considerará el aporte georeferenciado de cada usuario o grupo de usuario al pico de demanda procesando:
 La energía consumida con los factores de carga y de contribución efectiva a la punta,
correspondientes a cada opción tarfaria y segmento de clientes con medición de
energía solamente.
 La potencia máxima real facturada en las horas de punta para los clientes con registro
de potencia por los factores de simultaneidad correspondientes
En ningún caso se debe utilizar la potencia contratada, sino la potencia máxima consumida
real.
La dimensión de las cuadriculas para el cálculo de la densidad de carga serán:
 Densidad de BT : 100x 100m
 Densidad MT y MT +BT:200x200m

Definición preliminar del tipo de red
La definición preliminar del tipo de red a emplear en áreas residenciales, comerciales y/o
mixtas, se realizará de acuerdo a los siguientes criterios básicos
Rango de densidad
Muy Alta
Alta
Media, Baja, Muy Baja
Red MT
Subterránea
Subterránea
Aérea
Red BT
Subterránea
Aérea
Aérea
En áreas predominantemente industriales (incluyendo cargas puntuales), no será de aplicación
directa este criterio. Se deberá evaluar la posibilidad de emplear redes aéreas de MT y/o BT,
independientemente de la densidad de carga existente, y de acuerdo a las posibilidades reales.
Asimismo, se consideran las restricciones existentes en áreas y vías para el tendido de red
aérea de acuerdo al reporte realizado en la etapa de información preliminar.
En el caso de restricciones en vías por falta de espacio se extremarán los recursos a aplicar
para mantener el tendido de tipo aéreo.
Por lo que, en el caso de líneas de MT, se empleara la disposición vertical de conductores y la
utilización de postes de mayor altura. En casos extremos se admitirá el uso de cable
autoportante en MT.
Para líneas de BT, se analizará la ubicación de postes pegado a la línea municipal.
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6.1.2
Definición del sistema de Red y la Tecnología Adaptada
a. Definición del sistema de red MT y BT
Corresponde a la selección de las tensiones y conexión del neutro.
Tensiones
Para la red de MT se emplearán las tensiones normalizadas, a saber:
 Zonas urbanas 10, 13,2 y 23 KV
 Zonas rurales 13,2 y 23 KV
Para la red de BT 3x380/220V
Conexión del neutro
El sistema de conexión del neutro de MT y BT será conectado rígidamente a tierra.
En el caso de que los sistemas de MT actuales sean aislados en MT, se podrá incluir en los
costos de MT, los transformadores creadores de neutro con su equipamiento de protección y
maniobra y las adecuaciones de puesta a tierra necesarias.
b. Definición de Tecnología adaptada
La tecnología adaptada será aquella que técnica y económicamente resulte más conveniente
para el desarrollo de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo, la misma que será
escogida dentro de la disponibilidad que ofrece el mercado nacional e internacional a la fecha,
sólo si es factible su utilización y adaptación a las condiciones locales.
Asimismo, podrán evaluarse aquellas tecnologías implementadas por las empresas siempre y
cuando éstas reporten ventajas de índole técnica y económica.
Para la determinación de las tecnologías adaptadas se tomarán como referencia las siguientes
tecnologías definidas en los últimos procesos regulatorios 2018-2022 y 2019-2023:
La tecnología a adoptar para las lámparas de alumbrado público se deberá evaluar técnicoeconómicamente para todas las potencias requeridas el tipo de lámpara más conveniente,
considerando las tecnologías LED y Vapor de Sodio.

En los casos que la empresa considere apropiada otra tecnología deberá presentar un
análisis técnico económico de las tecnologías más apropiadas, teniendo como
referencia las tecnologías (criterios de adaptación económica) presentados en las tablas
anteriores., de acuerdo con los resultados de las fijaciones del VAD anteriores
6.1.3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo
de Reemplazo
Para la determinación de los costos estándar de las instalaciones se realizarán entre otros, los
siguientes procesos:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 30
1. Normalización de los armados de construcción;
2. Análisis de los costos de los siguientes componentes:
2.1. Materiales y equipos;
2.2. Maño de obra;
2.3. Transporte y equipos;
2.4. Valorización de los armados de construcción, considerando la cantidad de materiales,
recursos (rendimientos, horas hombre y horas máquina), costos indirectos del
contratista; y
2.5. Costos indirectos de la Empresa (costos stock, ingeniería del proyecto y recepción,
costos generales e interés intercalario).
3. Elaboración de los costos unitarios estándar del sistema de distribución (componentes,
kilómetros de red, etc.) para todas alternativas constructivas de acuerdo a lo siguiente:
3.1. Media Tensión
3.1.1. Red aérea para MT;
3.1.2. Red subterránea para MT; y
3.1.3. Equipos de protección, seccionamiento y de compensación de la red de media
tensión.
3.2. Subestaciones
3.2.1. Monoposte;
3.2.2. Biposte;
3.2.3. Convencional a nivel y subterránea;
3.2.4. Compacta pedestal;
3.2.5. Compacta bóveda; y
3.2.6. De seccionamiento y protección.
3.3. Baja Tensión
3.3.1. Red aérea de servicio particular;
3.3.2. Red aérea de alumbrado público sobre postes de servicio particular;
3.3.3. Red aérea de alumbrado público con postes exclusivos de alumbrado público;
3.3.4. Red aérea de servicio particular mixta (que comparte postes de MT en su
recorrido);
3.3.5. Red subterránea de servicio particular;
3.3.6. Red subterránea de alumbrado público en zanja de servicio particular;
3.3.7. Red subterránea de alumbrado público en zanja exclusiva; y
3.3.8. Luminarias, pastorales, equipos de control de alumbrado público.
Los costos unitarios deben ser determinados según la tecnología, niveles de te nsión, etc.,
pertinentes para la valorización de las instalaciones del VNR de la empresa modelo.
En el caso del costo de terreno de las SEDs, su determinación tomará en cuenta el criterio de
considerar el valor comercial del terreno, pero teniendo en cuenta que para aquellos terrenos
en vías públicas (vías y parques), así como aquellos de propiedad del Estado, utilizados por
hospitales, colegios, universidades de carácter público y entidades gubernamentales, en los
cuales se han instalado SEDs para la prestación del servicio público de electricidad, se
considerará un valor igual a cero, por cuanto el uso de las vías públicas y bienes de propiedad
del Estado, conforme el artículo 24 y artículo 109 de la Ley de Concesiones Eléctricas, es
gratuito.
Los costos unitarios de mano de obra del personal tercerizado deben estar adecuadamente
fundamentados con algunas de las siguientes opciones:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 31
 Análisis de la incidencia de la mano de obra en contratos de servicios de construcción
y/o mantenimiento reales.
 Encuestas regionales de salarios pagados por la realización de actividades afines
 Encuestas de organismos gubernamentales regionales o nacionales
La documentación utilizada para la evaluación deberá incorporarse al estudio.
6.1.4
Optimización técnico económica
Se debe tener en cuenta el criterio de optimización, considerando la tasa de actualización real
anual prevista en el artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas, el valor de la anualidad
de los costos de inversión, los costos de pérdidas técnicas y los costos directos de operación y
mantenimiento, evaluados en un periodo de 30 años.
El trabajo a desarrollar en esta etapa incluye, entre otros aspectos, la aplicación de los
siguientes criterios de adaptación económica:











Revisión del nivel de tensión óptimo;
Revisión y optimización del tamaño de transformadores MT/BT y nivel de carga;
Optimización de la sección de los conductores MT y BT;
Optimización de la cantidad de circuitos de MT y BT en áreas urbanas
Empleo de redes subterráneas en aquellas zonas donde se justifiquen su uso por densidad
de carga y por zonas históricas o monumentales;
Verificación del cumplimiento de los estándares de calidad de servicio.
Evaluación de distintas alternativas de conformación topológica usuales en el mercado;
Evaluación de distintas alternativas de equipamientos de protección y maniobra;
Empleo en MT de redes aéreas aisladas o autoportantes en aquellas zonas que por
distancias de seguridad se justifique; y
Diseño de redes según la normatividad del Perú vigente.
Aprovechamiento de la existencia (actual y futura) de generación distribuida.
Asimismo, se tendrá en cuenta las siguientes consideraciones para las redes urbanas y rurales.
6.1.4.1 Optimización de redes urbanas
La evaluación en conjunto corresponde a la optimización conjunta de las distintas etapas de
la red (red MT; Transformación MT/BT y red BT), para lo cual, se deben evaluar diversas
configuraciones alternativas (considerando topologías, tecnologías adaptadas, costos de
operación y mantenimiento técnico, pérdidas, etc.) cuyos resultados deberán ser presentados
en forma de cuadros y gráficos que permitan seleccionar la alternativa de mínimo costo de la
prestación.
La optimización técnica y económica de los sistemas eléctricos urbanos, se realizará para
cada rango de densidad de carga de MT + BT en forma conjunta, para un mínimo de
combinaciones posibles definido en la tabla de densidades.
Las áreas predominantemente industriales y los polígonos serán optimizados en forma
independiente al trazado urbano general
Se deben considerar los siguientes criterios y requisitos básicos:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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
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

Los proyectos de red inicial con todas sus características y alternativas de modulación
de las redes serán desarrolladas sobre el manzanado con planos GIS.
La optimización de la ruta de alimentadores se debe desarrollar en un software de uso
libre GIS. La metodología y algoritmos utilizados se deben describir de forma
completa así como se debe proporcionar la codificación utilizada, remitiendo los
archivos fuente utilizados.
Para el desarrollo de las redes e instalaciones adaptadas no se consideraran las redes e
instalaciones de MT y BT existentes.
Se adaptaran (obtención de la mejor alternativa técnico-económica) las redes de MT y
BT para abastecer el mercado existente (clientes existentes) sobre el trazado urbano
real (manzanado).
Los cálculos eléctricos de la propuesta final de optimización se deben sustentar
mediante de archivos de datos y resultados de programas de cálculo eléctrico
utilizados en procesos regulatorios de Osinergmin. Se deberá proporcionar la
descripción del análisis realizado, diagrama unifilar del sistema y los archivos de
datos y resultados que permita su uso e importación.
Para el desarrollo de la red inicial se considerara la previsión de crecimiento de
demanda vegetativo sobre los clientes reales existentes dentro del periodo tarifario.
Para la evaluación de las inversiones futuras y las pérdidas técnicas se considerara
igualmente el crecimiento vegetativo de los clientes existentes pero en el periodo de
30 años.
La optimización debe ser en conjunto para las redes de MT y BT, considerando los
costos totales directos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas técnicas.
Se debe evaluar el óptimo número de alimentadores de MT y BT, la potencia
instalada de las subestaciones de distribución y otras (elevadoras/reductoras y de
seccionamiento y protección), secciones de conductores de MT y BT.
Las redes de MT subterráneas se desarrollaran en lazo o anillo, previendo reserva de a
pares de alimentadores.
Las redes de MT de tipo aéreo y las redes de BT subterráneas y aéreas de
desarrollaran con estructura radial.
Los tipos de SED se consideraran , siguiendo los porcentajes de aplicación real, y los
tipos definidos como tecnología adaptada según sea la red de MT aérea o subterránea
En el desarrollo de las redes, en ningún caso se superpondrán las áreas servidas por
distintas SET AT/MT, alimentadores de MT, SED MT/BT, y alimentadores de BT.
Se tomaran las densidades de carga de BT y conjuntas de MT+BT que sean
convenientes para representar al mercado.
La minina cantidad de rangos de densidad de carga a tomar serán los cinco rangos
establecidos en la tabla de caracterización del mercado.
Se deberá demostrar que con las redes adaptadas se cumplen los niveles de calidad
establecidos en la NTCSE vigentes, según corresponda.
Se considerara el manzanado real para la ubicación de las SED.
Como áreas mínimas de evaluación para cada densidad de carga, serán:
 SED MT/BT completas(con su red BT), para cada densidad BT y
 Mínimo media SET AT/MT para el total de las redes evaluadas en conjunto
MT, SED y BT en conjunto , para cada densidad MT
Se evaluaran todas las alternativas que se consideren convenientes para obtener el
óptimo de red MT y BT debiendo como mínimo considerar, tres alter nativas de
módulo de SED, por cada densidad de BT y tres alternativas de desarrollo de la red
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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



conjunta MT y BT, considerando el óptimo de SED y red de BT por cada densidad
MT, para la optimización conjunta de las tres etapas.
Para la selección de las alternativas a evaluar se tomaran como referencia los estudios
aprobados en las regulaciones previas.
Los resultados de los metrados de SED y redes de MT y BT se obtendrán como
extrapolación de los resultados óptimos obtenidos por cada área de densidad al tota l
del área realmente servida.
Se deben presentar todos los algoritmos, metodologías y procedimientos de cálculos
realizados.
Se deben de presentar todos los archivos de cálculo utilizados, para su evaluación y
verificación.
En el informe final se deberán incluir los siguientes planos de red que muestren la topología
y modulación adaptada (optimo), aplicada sobre el manzanado real.



Dos planos comprendiendo cada uno, una SEDMT/BT y su red de BT completos para
cada una de las densidades de carga BT evaluadas.
Un plano de la red de MT, con los SED MT/BT correspondientes, de mínimo media
SET AT/MT para cada una de las densidades de carga MT evaluadas.
En anexos se deben de presentar los archivos fuente de cálculos realizados, planos y
diagramas finales (archivos Excel formulados u otro formato).
Para la alternativa seleccionada por zona de densidad MT y BT la empresa deberá elaborar el
siguiente cuadro por cada área de densidad de carga:
Cuadro de Módulos Adaptados Económicamente por Zona de Densidad
Concepto
Unidad
Adaptado
Cantidad
US$
Potencia subestación AT/MT
Cantidad de salidas
Sección troncal MT y salidas
Longitud media troncal MT
Sección derivación MT y salidas
Longitud media derivación MT
Potencia subestación MT /BT
Radio de subestación MT/BT
Cantidad de salidas BT
Sección troncal BT
Sección ramal BT
Asimismo, en el estudio se debe considerar la incidencia en el VNR de la utilización de postes
compartidos de las redes aéreas de MT y BT, para lo cual se definirá un porcentaje sobre la
base de las redes existentes, derivado de la siguiente relación:
 Cantidad total de estructuras de MT compartidas con la red de BT, dividida entre la suma
total de estas estructuras y la cantidad total de postes de BT. Estos datos corresponden a la
red existente.
 Con el cálculo anterior se determinará el número de estructuras que se deben reducir en la
red de BT modelada, multiplicando el resultado por el número de postes de BT de la red
eléctrica de la empresa modelo.
En la determinación del VNR de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo, el estudio
debe hacer una descripción explícita de la metodología de cálculo utilizada y las ecuaciones
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 34
aplicadas los resultados obtenido y los planos de desarrollo de la red sobre el manzanado
real.
Así mismo debe alcanzar copia de los modelos utilizados a Osinergmin con la finalidad que
se verifique la validez de los datos, lógica del modelo y resultados obtenidos para el estudio
en esta etapa:


La optimización de la ruta de alimentadores se debe desarrollar en un software de uso
libre GIS. La metodología y algoritmos utilizados se deben describir de forma
completa así como se debe proporcionar la codificación utilizada, remitiendo los
archivos fuente utilizados.
Los cálculos eléctricos de la propuesta final de optimización se deben sustentar
mediante de archivos de datos y resultados de programas de cálculo eléctrico
utilizados en el Perú. Se deberá proporcionar la descripción del análisis realizado,
diagrama unifilar del sistema y los archivos de datos y resultados que permita su uso
e importación.
Aquellos centros urbanos que posean menor magnitud se optimizaran considerando los
criterios y metodología aplicable en sistemas rurales.
Para el dimensionamiento del sistema eléctrico se deberá suponer que cada uno de los
consumidores presenta un factor de potencia igual a 0,95 inductivo. Para alcanzar el factor la
empresa podrá considerar compensación reactiva en las opciones tarifarias sin cargo de
energía reactiva,
Para la optimización técnico económica del sistema de distribución se debe tener en cuenta
las ubicaciones de los centros de transformación AT/MT, que pueden ser las existentes u otras
que haga más eficiente el diseño de la red (capacidad, longitud, entre otras características).
Por otro lado, la empresa debe diseñar el parque óptimo de alumbrado público para aquellas
vías de acceso libre que cuenten con servicio particular, además de las áreas de recreación de
acceso libre y parques de uso público. Las instalaciones de alumbrado público que se
reconocerán, serán aquellas que representen el mínimo costo total (instalación, energía y
mantenimiento), para lo cual se deben evaluar diversas tecnologías de iluminación y diseños.
El diseño debe tomar en cuenta la NTCSE y las normas técnicas de alumbrado público
vigentes.
Los resultados obtenidos por tipo de vía deben ser resumidos de acuerdo a la siguiente tabla:
Cuadro Resumen de los Módulos de Iluminación Adaptados por Tipo de Vía
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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6.1.4.2 Optimización de redes rurales
Para la optimización técnica económica de los sistemas eléctricos rurales, una vez definidas
las tecnologías técnico – económicamente convenientes, se procederá de acuerdo a lo
siguiente:
 Se respetarán las trazas de las líneas de acuerdo a la situación existente.
 Se adecuarán las potencias de los transformadores de acuerdo a la demanda en el año base
y su crecimiento vegetativo de los clientes existentes en el periodo de regulación,
considerando los factores de carga convenientes,
 Se ajustarán las secciones de los conductores de las líneas de MT y de BT, de acuerdo a la
carga real y considerando el costo mínimo a 10 años, del conductor (instalado) y las
pérdidas de energía capitalizadas. En este cálculo se considerará el eventual crecimiento
de la demanda en cada una de las líneas.
 Se definirá la cantidad y ubicación optima de los equipos de protección y maniobra
Todos los alimentadores rurales existentes se clasificaran en segmentos homogéneos por
nivel de tensión, considerando la demanda de potencia máxima multiplicada por la longitud
(momento eléctrico).
Una vez clasificados se segmentaran con criterio estadístico debiendo resultar un mínimo de
5 rangos de momento.
De cada segmento se elegirán circuitos representativos los cuales deberán ser como mínimo
un 10% de los circuitos reales.
Para los circuitos elegidos se deberán presentar los planos reales completos de red MT con su
traza, potencias de transformación, y secciones de conductor.
Se deberá demostrar que con las redes adaptadas se cumplen los niveles de calidad
establecidos en la NTCSE
Sobre estos planos se procederá a ajustar las potencias de transformación a la demanda,
seleccionar la sección óptima de conductor, considerando las pérdidas técnicas y el
cumplimiento de la regulación de tensión.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Finalmente se deberán incluir todos los elementos de protección y maniobra, requeridos para
cumplir con las normas de calidad de suministro.
Los resultados obtenidos se extrapolaran a todos los circuitos, dentro de un mismo nivel de
tensión y segmento homogéneo, considerando los factores de adaptación respecto de la
realidad obtenido en los circuitos analizados.
Las instalaciones de alumbrado se diseñaran en cumplimiento de la normativa vigente. En el
informe se incluirán las siguientes tablas resumen generales, por sistema eléctrico.
TABLAS RESUM EN DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS
RURA LES
POTENCIA DE TRA NSFORMACIÓN
Transformadores MT/BT
REA L
OPTIMIZADA
LONGITUD TRONCA LES Y RAMALES
LINEA A EREA M EDIA TENSION
TIPO
REA L
OPTIMIZADA
Troncal Trifásico
Ramal Trifásico
Ramal Bifásico
Ramal Monofásico
LONGITUD Y SECCION LINEA A EREA M EDIA TENSION
SECCION (mm2 )
REA L
OPTIMIZADA
120
95
70
50
35
25
LONGITUD TRONCA LES Y RAMALES
LINEA A EREA M EDIA TENSION
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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TIPO
REA L
OPTIMIZADA
Troncal Trifásico
Ramal Trifásico
Ramal Bifásico
Ramal Monofásico
Tabla de presentación de resultados de AP zona rural
Sistema eléctrico
Tipo
Lu minarias
Potencia (W)
Cantidad
km red
6.1.4.3) Determinación del VNR No Eléctrico óptimo de la empresa
La empresa realizará una descripción de la metodología utilizada para realizar el
dimensionamiento óptimo de los bienes muebles e inmuebles y la determinación de los costos
asociados a éstos, destinados a las actividades de distribución. La metodología a formular
corresponderá a un dimensionamiento óptimo
Se deberá tomar en consideración las directivas que se indican en la Ley N° 29783 Ley de
Seguridad y Salud en el Trabajo y su Reglamento.
Se determinará el valor de los bienes muebles e inmuebles que conforman el VNR No
Eléctrico a partir del precio de mercado, que deberá ser adecuadamente sustentado.
Particularmente, para los terrenos y edificios, la empresa deberá incluir en su estudio el
respaldo de los valores empleados, justificando por cada uno de ellos, la ubicación y el tipo de
construcción considerado, lo anterior en el marco de un servicio de distribución eficiente en
las políticas de inversión y gestión de la empresa modelo. Adicionalmente, se deberá incluir
en el estudio, una evaluación que muestre el análisis de conveniencia entre las opciones de
compra o alquiler de las instalaciones, cuando corresponda.
Los valores resultantes deben distribuirse en MT y BT, diferenciando la asignac ión a las SED,
de manera proporcional al VNR de las instalaciones físicas de MT y BT.
Los resultados obtenidos deben ser resumidos de acuerdo a la siguiente tabla:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Cuadro Resumen de VNR No Eléctrico
Bienes Muebles e Inmuebles
Terrenos, edificios y construcciones
Equipos y vehículos de transporte y carga
Equipos de almacén y maestranza
Equipos de medición y control
Equipos de comunicaciones
Equipos de oficina
Equipos de computación
Otros equipos
Total Empresa
Unidad
Cantidad
m2
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
Total
Miles US$
Adicionalmente se presentará una lista detallada de los ítems que componen el VNR No
Eléctrico, indicando descripción, cantidad en las unidades que corresponda, precio unitario y
costo total.
6.1.4.3 Resultados de VNR Total
Con los resultados obtenidos se completarán el siguiente formato:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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6.1.5
Cálculo de las pérdidas estándar de un sistema eléctrico
Las pérdidas de potencia se calcularán para la hora de punta de cada sistema de distribución y
para el sistema de distribución optimizado (red adaptada), cuyas instalaciones estén técnica y
económicamente adaptadas a la demanda de acuerdo a lo indicado precedentemente.
Los resultados de pérdidas de potencia y energía se expresarán como porcentajes de la
potencia máxima coincidente y de la energía ingresada en cada nivel de tensión para cada
sistema eléctrico. Los porcentajes resultantes se expresarán con aproximación a dos
decimales.
Las pérdidas físicas en la red adaptada resultantes del cálculo y de la aplicación de los medios
de regulación de tensión, deberán permitir que las caídas de tensión máximas no excedan lo
establecido en la LCE, la NTCSE y la NTCSER, según corresponda.
La determinación de las pérdidas técnicas estándar será efectuada sobre los circuitos de MT y
BT y las SED económicamente adaptados según el estudio técnico económico de las
configuraciones básicas de cada área de densidad urbana y para un grupo representativo de los
circuitos rurales .Para ello se emplearan flujos de carga que evalúen cargas asimétricas sobre
información de los circuitos y las cargas geo-referenciada.
Se deberá considerar:
Las perdidas unitarias en vacío y plena carga de los transformadores MT/BT, se tomaran de
forma tal que lleven al menor costo total capitalizado incluyendo costo de adquisición de los
transformadores y perdidas capitalizadas
Las resistencias de cables y conductores deberán corresponder a la tempe ratura de
funcionamiento (media ambiente + sobreelevación debida a la carga resultante de la
optimización).
Las pérdidas de los sistemas de medición corresponderán a equipamiento de tecnología
vigente (medidores electrónicos)
Los tiempos equivalentes de pérdidas en MT y BT deberán estar calculados, de acuerdo a la
forma de la curva de carga y los correspondientes factores de carga utilizando alguna de las
expresiones siguientes

Factor de pérdidas (fpérdidas)
Se determina mediante integración numérica de acuerdo a lo siguiente:
1 T 2
 0 I dt
f pérdidas  T
2
I m áx
También, se determina a través de una fórmula empírica función del factor de carga:
f pérdidas  0.7  (fc arga )2  0.3 fc arga
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 40
Se efectuarán los cálculos de las pérdidas para cada sistema eléctrico y por etapa: para cada
etapa se determinarán las pérdidas porcentuales de potencia y energía, referida a los
correspondientes valores de abastecimiento por etapa.
Las etapas a considerar son las siguientes:






Pérdidas en los Centros de Transformación AT/MT (sólo indicativo);
Pérdidas en las redes de MT;
Pérdidas en las Subestaciones de Distribución MT/BT y otras;
Pérdidas en las redes de BT;
Pérdidas en las acometidas; y
Pérdidas en los medidores.
Para el cálculo de las pérdidas técnicas se podrán considerar los siguientes factores de
incremento de las mismas:
 Divergencia de cargas en circuitos de MT de una misma SETAT/MT y de BT de una
misma SEDMT/BT hasta un 20%.
 Asimetría de carga entre fases de circuitos de MT rurales y de BT urbanos y rurales
hasta un 25%.
 Influencia de la distorsión por armónicos de corriente, dentro de los límites admitidos
en la NTCSE.
Como resultado de este análisis sobre el sistema de red adaptada se obtendrán las Pérdidas
Técnicas Estándar de Energía y Potencia para los Sistemas Económicamente Adaptados a
nivel de MT, SED, BT, acometidas y medidores.
Se debe tener presente que a nivel BT, dado que la medición del AP se efectúa en las SED, no
se incorporan las pérdidas en las redes y equipos de AP. La misma consideración se deberá
tener en cuenta en el balance de energía y potencia.
El estudio incluirá las ecuaciones, modelos empleados, cálculos y resultados obtenidos.
Las pérdidas no técnicas reales serán determinadas a partir de la diferencia entre las pérdidas
totales y las pérdidas técnicas ambas calculadas sobre la red real (información reportada en la
etapa 1).La empresa propondrá la metodología, herramientas y acciones que resulten las
adecuadas para estimar el nivel eficiente alcanzable de las pérdidas no técnicas, demostrando
la conveniencia de la aplicación de las propuestas.
Es decir que, para la determinación de las pérdidas estándar no técnicas a considerar en la
tarifa, el estudio deberá considerar los niveles de pérdidas que puedan alcanzarse mediante
una eficiente y efectiva actuación por parte de las concesionarias dentro del óptimo obtenible
a nivel de las concesionarias existentes en Perú.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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6.1.6-Balance de Potencia y Energía
Se deberá determinar la demanda máxima de potencia en Media Tensión y Baja Tensión a
partir del Balance de Potencia y Energía considerando compras eficientes, pérdidas estándar y
ventas eficientes.
El mismo se confeccionara para cada sistema eléctrico adaptado y para el total de la empresa
modelo.
Los factores de carga (u horas de uso) y los factores de contribución a la punta se tomaran de
los resultados del estudio de caracterización de la carga que se describe en el Anexo 3.
Respecto del balance de potencia y energía de la red real, solo se modificaran los valores de
pérdidas de potencia y energía.
En el balance de la red real la potencia máxima resultante para cada sistema eléctrico y total
empresa, coincidirá con la potencia máxima simultánea medida según corresponda.
El Balance de Potencia y Energía debe resumirse en el formato siguiente, de manera adicional
a la presentada en el formato VI:
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Mes, Día y Hora de Máxima Demanda:
Descripción
Año:
Energía (MW.h)
MW.h
%
Factor de
carga/pérdidas
Potencia (kW)
kW
Factor de
%
Coincidencia (%)
Muy Alta Tensión (MAT)
Ingreso a MAT
Ventas en MAT
Pérdidas en MAT
Alta Tensión (AT)
Ingreso a AT desde MAT
Compras en AT
Total Ingreso a AT
Ventas en AT
AT1
AT2
Pérdidas en AT
Media Tensión (MT)
Ingreso a MT desde AT
Compras en MT
Generación Propia Neta
Consumo Propio
Ventas a Otros Distribuidores
Total Ingreso a MT
Pérdidas Estándar en Media Tensión
Técnicas
No Técnicas
Ventas en Media Tensión
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Pérdidas Estándar en Baja Tensión
Técnicas
No Técnicas
Ventas en Baja Tensión
BT1
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT5A.A
BT5A.B
BT5B
BT5C-AP
BT5D
BT5E
BT6
BT7
Pérdidas No Estándar (MW.h)
Porcentaje Total de Pérdidas (%)
(4) = (1) - (2) - (3)
(6) = (4) + (5)
(20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)
(7) = (8) + (9)
(27) = (28) + (29)
(11) = (6) - (7) - (10)
(30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41) +(42) +(43) +(44)
(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15)
(45) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)
(17) = (18) + (19)
(46) = ((45) + (17) + (27)) / (16)
Los factores de carga/perdidas y de coincidencia deberán calcularse de acuerdo a lo que se
indica en el anexo 3.
El factor de coincidencia a emplear será el denominado “Factor de contribución a la punta
efectiva”.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 43
6.1.7
Verificación del cumplimiento de las normas de calidad de servicio
En el proceso de construcción de la empresa modelo deberá incorporar en su diseño las
instalaciones eléctricas, el equipamiento e infraestructura de red que le permitan cumplir con
los indicadores de calidad a que se refiere la Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos (NTCSE) y Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales
(NTCSER), según corresponda.
La verificación que los objetivos de calidad de servicio (producto y suministro) son
alcanzables por el diseño de la red adaptada, se efectuará a través de un proceso de análisis y
cálculo, que comprenderá como mínimo el análisis de los siguientes aspectos:


Calidad de Producto: Nivel de tensión.
Calidad de Suministro: Indicadores individuales de frecuencia y duración según la
NTCSE y la NTCSER.
Para verificar el cumplimiento de la calidad de producto en forma eficiente, partiendo de las
caídas de tensión de los distintos circuitos típicos adaptados para zonas urbanas y/o rurales, se
debe demostrar que es factible el cumplimiento de los requisitos de nivel de tensión, mediante
el uso de tecnologías y medios habituales de regulación de tensión.
Para determinar la calidad de suministro se tendrá como mínimo las siguientes pautas:
1. Representación mediante un modelo de la red eléctrica adaptada de MT y BT;
2. Adopción de las tasas de avería objetivo de una red de vida media alcanzables mediante
acciones de mantenimiento, incluye prácticas de Trabajo Con Tensión (TCT), revisiones y
adecuaciones;
3. Adopción de las tasas objetivo de frecuencia de interrupción para mantenimiento
preventivo (no se debe contemplar interrupción en todos aquellos casos donde es factible
el uso del TCT);
4. Incorporación de los sistemas de protección que sean convenientes técnica y
económicamente (incorporación de re-cierre y seccionamiento automático, señalización de
fallas, etc.); y
5. Determinación de los tiempos de reposición objetivo a partir de una razonable disposición
de recursos y métodos operativos, habituales en empresas que hayan alcanzado un nivel
de eficiencia óptimo a nivel latinoamericano.
Cumplidas las pautas indicadas en los numerales 1 a 5 anteriores, se procederá a calcular los
índices esperables de frecuencia media de interrupción por sistema (SAIFI), duración media
de interrupción por sistema (SAIDI). A partir de los valores medios de estos índices se
procederá a determinar las curvas de distribución de frecuencia y duración, utilizando como
elemento de base las curvas de distribución reales de la Distribuidora para el sistema en
estudio.
Una vez construidas las curvas de distribución objetivo, deberá determinarse que porcentaje
de clientes no excede los valores de los índices (N) número de interrupciones por cliente por
semestre y (D) duración total de interrupciones por cliente por semestre, dispuestos por la
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 44
NTCSE o NTCSER, según corresponda. Se considerara aceptable hasta un 5% de clientes
excedidos
El punto de partida para la optimización de la red respecto de su calidad de suministro,
mediante un modelo de cálculo, serán por tanto los circuitos representativos de las redes de
distribución vinculados con el Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente
Adaptado de la empresa modelo, considerando que sobre ellos las tasas de falla objetivo y los
sistemas de protección adecuados.
Los valores de frecuencia y duración media de interrupción por cliente y el resultado de
porcentaje (%) de clientes excedidos del límite por área característica de mercado, se indicará
en la siguiente tabla , presentados por sector típico y zona (área urbana densidad y área rural) :
Tipo de Circuito
Representativo de Zona
Característica
Sector
Típico y
Zona
Interrupciones medias por Semestre
Cliente MT
Cliente BT
%
Frecuencia Duración
Frecuencia Duración
excedido
(Cantidad)
(Horas)
(Cantidad)
(Horas)
de límite
%
excedido
de límite
Urbano M uy Alta
Densidad
Urbano Alta Densidad
Urbano Densidad M edia
Urbano Densidad Baja
Urbano Rural
Rural
Total Empresa Modelo
Se procederá a calcular y explicitar las previsiones adicionales a las contempladas en el
diseño de la red adaptada para el cumplimiento de las tolerancias y para las mediciones y
reportes de la Calidad de Servicio, requeridos en las normas NTCSE y NTCSER para lo cual
se deberá calcular las inversiones y los costos de operación y mantenimiento necesarios.
Los resultados de los cálculos deberán ser obligatoriamente especificados, indicando las
instalaciones eléctricas, equipos de protección y seccionamiento, redundancia de redes,
enlaces, cierres y otros, asociados a la calidad del servicio eléctrico (producto y suministro), y
serán presentados haciendo uso de los siguientes cuadros:
Costos de Inversión
Inversión
Sistemas de có mputo calidad de sumin istro (Software, hard ware.)
Equipos de med ición y reg istro de calidad de producto y sumin istro
Equipamiento de protección, seccionamiento y maniobra MT.
Equipamiento para trabajos con tensión en MT.
En laces y cierres asociados a la calidad del servicio eléctrico.
Otros (especificar)
...
Total
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
US$
Página 45
Costos de Operación y Mantenimiento Anual
Operaci ón y manteni miento
US$
Mantenimiento de la documentación técnica AT, MT, BT y la v inculación cliente
red.
Procesamiento y reporte de las interrupciones y mediciones de calidad de sumin istro.
Medición y procesamiento de la calidad de producto.
Mantenimiento de equipamiento de protección, seccionamiento y man iobra MT.
Operación de equipamiento de protección, seccionamiento y man iobra MT.
Mantenimiento de enlaces y cierres asociados a la calidad del servicio eléctrico.
Otros (especificar)
…
Total
6.1.8
Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico
La optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico directos deberá
realizarse de acuerdo a las siguientes Criterios y parámetros de cálculo.
6.1.8.1 Criterios de Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico
En esta etapa del estudio se optimizarán los costos de operación y mantenimiento técnico, en
concordancia con la optimización de las redes e instalaciones de los sistemas eléctricos de la
empresa, determinando costos eficientes y adaptando las instalaciones a la demanda real,
manteniendo todas las economías de escala y el aprovechamiento de la infraestructura
(personal, instalaciones, etc.), en actividades anexas al suministro de electricidad a usuarios
del sistema de distribución.
Se debe tener presente que el objetivo fundamental del estudio es establecer los costos para
una empresa teórica operando en el país, eficiente en sus costos con instalaciones adaptadas a
la demanda, técnico y económicamente óptimas cumpliendo las normas de calidad de servicio
y demás normas técnicas vigentes en el país. La Empresa real será sólo un punto de partida o
de referencia, del proceso de creación de la empresa modelo y es tarea del estudio establecer
las características que tendría esta empresa teórica.
En la determinación de los costos de operación y mantenimiento técnicos se incluirán los
costos eficientes de operación, mantenimiento preventivo y correctivo.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 46
Los costos de operación de las instalaciones deberán corresponder a actividades requeridas
por las redes e instalaciones de los sistemas eléctricos optimizados.
Los costos del mantenimiento preventivo (revisiones, mediciones y adecuaciones) deberán
responder a costos estándar, los que serán definidos como consecuencia de una atención
adecuada de las instalaciones.
Para la determinación de las frecuencias de revisión, medición y promedios de adecuaciones
deberán tomarse como referencia los valores indicados en estos términos que surgen de las
prácticas de estudios tarifarios precedentes
Los costos del mantenimiento correctivo estarán vinculados a la tasa de averías objetivo que
deberían poseer las redes e instalaciones adaptadas luego de un proceso de mantenimiento
preventivo estándar, aplicable durante su vida útil.
Entre las prácticas deberá considerarse el empleo de TCT (trabajos con tensión) en líneas
aéreas de media tensión (MT), en todos los tipos de trabajos que resulte posible y
conveniente.
Se deberá contemplar la determinación de las capacidades internas y externas requeridas para
el desarrollo de las actividades de operación y mantenimiento, y se evaluará la conveniencia
del desarrollo de dichas actividades a través de la tercerización.
El trabajo a desarrollar incluye, entre otros aspectos, lo siguiente:





Ubicación de puntos de concentración del personal en lugares diferentes a los existentes;
Optimización de esquemas de operación y mantenimiento de redes (no considerando
cierres y reservas innecesarias);
Evaluación de la conveniencia de empleo de los servicios de contratistas o de personal
propio;
Asignación a contratistas de tareas desempeñadas por personal propio; y
Aplicación de tecnologías actuales técnica y económicamente eficientes.
En cada uno de los aspectos sometidos a evaluación se desarrollará un informe en un capítulo
separado, que muestre y explique en detalle los cálculos y resultados. Así, el estudio deberá
desarrollar la evaluación correspondiente y fundamentar cada uno de sus cálculos y
conclusiones, explicitando las diferencias entre la empresa modelo y la empresa real.
Los costos unitarios del personal propio (directos e indirectos) surgirán del análisis
comparativo de los valores reales, tomados como referencia principal, con los obtenidos en
otras referencias como encuestas de mercado de actividades del mismo ramo y zona
geográfica. Se adoptarán los valores que resulten más eficientes.
Las remuneraciones a utilizar serán totales, y no incluirán los eventuales ingresos por repartos
de utilidades a los trabajadores.
En este rubro se considerará los costos de las actividades que correspondan a la Zona de
Responsabilidad Técnica (ZRT) que asigne el Ministerio de Energía y Minas a la empresa.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 47
Los costos totales de operación y mantenimiento deberán calcularse mediante el cálculo de los
Costos Unitarios Estándar de Operación y Mantenimiento, los mismos que deberán calcularse
siguiendo el siguiente proceso, que se llevará a cabo para todas las redes e instalaciones
excepto para aquellas que correspondan a los sistemas eléctricos clasificados como SER, para
los cuales se utilizarán los costos reales, con un máximo a establecer por el Osinergmin.
6.1.8.2 Revisión y análisis de los siguientes parámetros de cálculo:
Se realizara la revisión y análisis de lo siguiente:
 Costos de Hora Hombre, de personal de contratista. En los casos pertinentes se tomaran
los considerados en el cálculo del VNR;
 Costos de Horas Máquina, en los casos pertinentes se considerarán los mismos
considerados en el cálculo del VNR;
 Se consideran las actividades de mantenimiento clasificadas en mantenimiento correctivo
y preventivo;
 Se adoptaran Tiempos estándar eficientes de reparación y mantenimiento de las
instalaciones del sistema de distribución;
 Frecuencia de Mantenimiento eficientes de acuerdo a las tablas incluidas en este capítulo:
 Redes de media tensión;
 Subestaciones de distribución y de seccionamiento;
 Redes de baja tensión; e
 Instalaciones de alumbrado público.
 Tasa de falla objetivo de las instalaciones por tipo y nivel de tensión, de acuerdo a las
tablas incluidas en este capítulo:
 Redes de media tensión;
 Subestaciones de distribución y de seccionamiento;
 Redes de baja tensión; e
 Instalaciones de alumbrado público.
 Infraestructura óptima para el desarrollo de la actividad de operación:
 Área geográfica de atención;
 Cantidad de Guardias de Emergencia; y
 Equipamiento.
 El Cálculo resultante del Costo Unitario Estándar de mantenimiento por unidad de
instalación se indicara según lo siguiente:
Componentes del Sistema de Distribución
Red de media tensión aérea
Red de media tensión subterránea
Subestaciones de distribución tipo y de seccionamiento
Redes de baja tensión aérea
Redes de baja tensión subterránea
Transformador MT /BT
Instalaciones de alumbrado público
Costo Unitario Estándar de
Mantenimiento
S/./km
S/./km
S/./subestación
S/./km
S/./km
S/./trafo y S/./kVA
S/./luminaria
 Cálculo de los costos de mantenimiento óptimos, para lo cual se multiplicará las
cantidades globales de redes e instalaciones adaptadas agrupadas por las etapas del
sistema de distribución, por los costos unitarios estándar de mantenimiento.
 Cálculo del Costo Estándar por Unidad de Operación (por sistema eléctrico o zona
geográfica), en función de un eficiente dimensionamiento de la guardia de emergencia y
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 48
equipamiento para cumplir con la labor requerida. Debe tenerse en cuenta que el sistema
de distribución se encuentra cumpliendo los valores de tasa de falla objetivo.
 Cálculo del Costo Estándar de Operación y Mantenimiento Técnico Directo que incluya
los costos optimizados de operación y mantenimiento (preventivo y correctivo),
calculados.
 Se adjuntan las frecuencias y tasas de falla a adoptar para las redes e instalaciones de
distribución y para las instalaciones de alumbrado público.
 En caso de pretender utilizar otras frecuencias y tasas de falla objetivo las mismas se
deberán sustentar con una comparación de las tasas de falla, frecuencias de
mantenimiento correspondientes a estándares internacionales de empresas
latinoamericanas similares aplicados sobre redes adaptadas que operen en condiciones de
eficiencia.
Se tomaran como referencia las frecuencias, tasas de falla y frecuencias determinadas en
los últimos procesos regulatorios 2018-2022 y 2019-2023.
6.1.9
Optimización de los costos de operación come rcial y de gestión de la reducción de
pérdidas comerciales
Se deberá calcular los costos eficientes de operación comercial y los de gestión para la
reducción de las pérdidas comerciales.
Los costos de operación comercial se refieren a las actividades de gestión comercial y
comercialización. La gestión comercial comprende la planificación, seguimiento y control de
la ejecución de los procesos comerciales de modo de asegurar que estos se desarrollen dentro
del marco de las metas establecidas. La comercialización contempla la ejecución específica de
las actividades comerciales que están relacionadas con los costos asociados a la atención del
cliente (reclamos, actualización de las condiciones de contrato de suministro, tele-gestión y
atención personalizada), acciones comerciales (atención de nuevos suministros, cortes y
reconexiones, reposición y mantenimiento de conexiones , actividades estas no
correspondientes al VAD), gestión de morosidad, gestión de pérdidas, y cálculo de tarifas; y
los costos del proceso comercial asociados al usuario (control, lectura, facturación, reparto y
cobranza) que se incluyen en los cargos fijos de facturación.
Al respecto, la empresa determinará indicadores estándar para cada una de las actividades
comerciales, incluidas en el VAD, mediante los cuales calculara los costos asignables a la
empresa modelo. Los costos estarán expresados en US$/usuario y S//usuario y discriminados
por tarifa. Dichos valores deberán ser comparables con valores estándar internacionales de
empresas latinoamericanas similares, que operen en condiciones de eficiencia.
Los valores de regulaciones precedentes constituyen una referencia que debe considerarse.
Asimismo debe considerarse la aplicabilidad de la lectura remota y el envío de la
correspondiente factura en forma digital, sobre todos los usuarios para los cuales sea posible
realizarlo por contar con los medios necesarios
Los costos (del proceso comercial) asociados al usuario, son aquellos costos que resultan
independientes de su demanda de potencia y energía, correspondientes a los costos unitarios
de: lectura, procesamiento y emisión de la boleta/factura, su distribución y comisión de
cobranza, considerando una gestión empresarial eficiente.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 49
El cargo fijo de alumbrado público BT5C-AP, tomará en cuenta solo las actividades
necesarias para la toma de lectura del consumo por alumbrado público, su procesamiento y
facturación.
Para el cargo fijo aplicable a la opción tarifaria BT7 del servicio eléctrico prepago, se deberán
tener en cuenta los criterios y metodología de la Resolución OSINERG N° 0442-2006OS/CD, Decreto Supremo Nº 007-2006-EM y su modificatoria Decreto Supremo Nº 0312008-EM
Además, se determinarán cargos por lectura, procesamiento y reparto en forma semestral para
los sistemas urbano-rurales y rurales, así como el cargo fijo para el sistema de medición
centralizada en BT.
El desarrollo de redes de cobranza externa, debe efectuarse tomando como criterio la
facilitación del pago del cliente como modalidad básica para su diseño, en este sentido se
podrá considerar centros de atención que exclusivamente realicen dicha función, ubicados en
lugares como supermercados, centros comerciales, oficinas u otras modalidades donde se
asegure que el usuario pueda acceder sin dificultad y ser atendido dentro de tiempos
razonables de espera.
Se deberá otorgar mayor preferencia a los medios que demandan menos recursos y
desplazamiento de los clientes como son:
 Pago por banco vía internet
 Débito automático bancario
Estas cifras se expresarán en dólares y en nuevos soles por mes y por usuario, al tipo de
cambio (valor venta de la SBS) del 31 de diciembre del año anterior a la entrada en vigencia
del nuevo VAD, con tres decimales.
Se debe determinar la estructura de cobranza óptima de la empresa Modelo, la cual se indicará
en el cuadro siguiente (se agregará las modalidades de cobr anza que se consideren
necesarias).
Modalidad de Cobranza
Oficinas Comerciales
Centro Autorizados de Recaudación
Banco por Ventanilla
Banco por Internet
Débito automático
Unidad
Costo
Número de
Transacciones
Participación
Mensuales
Promedio
US$/mes-talón
US$/mes-talón
US$/mes-talón
US$/mes-talón
US$/mes-talón
TOTAL
100.00%
Los valores resultantes se indicaran en la siguiente tabla resumen:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 50
CFE
Lectura
Facturación
Distribución de Facturas
Cobranza
Costos Totales
(US$ /
(US$ /
(US$ /
(US$ /
CFS
Cargos Fijos
CFH
CFEAP
Costos Totales
CCSP
CFHCO
año )
año )
año )
año )
(US$ / año )
Asimismo deberán calcularse los costos de gestión comercial asociados al que incluyen:
 Atención de reclamos comerciales
 Actividades para la reducción de pérdidas no técnicas
 Actividades requeridas para el control de la calidad comercial y presentar los reportes
requeridos por el Osinergmin.
No deberán incluirse las actividades que no corresponden al VAD vinculadas a:
 Conexión de nuevos suministros y/o ampliación de potencia
 Gestión de morosidad incluyendo los cortes y reconexiones
6.1.10 Optimización de los costos indirectos
Se deberá analizar la organización de personal de la empresa óptima necesaria para el
desarrollo de la actividad de distribución y otras anexas que desarrolla la Empresa,
cumpliendo los objetivos de costos eficientes y aprovechando los costos de economía de
escala. Es decir, estructurando la empresa modelo, desarrollando para lo cual, los servicios de
administración, contabilidad, dirección, personal, legales, compras y contrataciones, control
de gestión y otros necesarios para el funcionamiento eficiente de la Empresa.
Para el diseño de la estructura de personal de la empresa modelo, se podrá partir de la
estructura empresa real evaluando las funciones y actividades a realizar, y racionalizando la
misma aplicando criterios de eficiencia.
Para la determinación de los costos unitarios de personal se deberá considerar:
-
Los costos unitarios totales por categoría
Encuestas salariales realizadas en empresas con actividades afines dentro de la misma
región
Los costos unitarios de personal se determinaran en base los costos unitarios más eficientes
determinados con base a las dos fuentes de información, para cada una de las categor ías de
personal propio de acuerdo a lo indicado en el punto 5 –k) correspondiente a la recolección de
información preliminar
En los costos de personal propio no se incluirán los conceptos de participación de los
trabajadores en las utilidades de la empresa (PTU) y de horas extra.
Además, de los costos salariares se deberán incorporar los costos de funcionamiento
asociados a la estructura de personal tales como: Telefonía fija y celular, movilidad, viáticos,
papelería, correo, suscripciones, licencias de software y hardware individual, mantenimiento,
limpieza de oficinas, mobiliario, etc.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 51
Los costos de funcionamiento asociados con el personal propio de la empresa modelo deberán
estar justificados por estándares.
Los indicadores empleados en anteriores regulaciones tarifarias serán considerados como
referencia a adoptar.
Se deberá evitar la superposición de costos requeridos con las previsiones realizadas en el
cálculo del VNR no eléctrico.
En caso de existir la opción de incluir un requerimiento como costo indirecto o como
inversión no eléctrica deberá evaluarse técnico-económicamente la mejor opción.
La asignación de los costos indirectos se efectuará considerando el porcentaje de contribución
de cada actividad regulada al VAD, y las actividades no reguladas.
Se deberá presentar un resumen que contenga los porcentajes de asignación de los costos
indirectos dentro de cada actividad de acuerdo a la siguiente tabla:
Asignación de Costos Indirectos
Descripción
Distribución MT
Distribución BT
Alumbrado Público
Gestión Comercial
Operación Comercial
Costo asociado al Usuario
Generación Propia
Transmisión
Subestaciones
Redes
Otras Zonales
Conexiones y Medidores
Corte y Reconexión
Apoyo en Postes
Terceros y Otros
Inversiones
Red de Distribución en MT
Calidad de Redes MT
Subestaciones de Distribución
Red de Distribución en BT
Alumbrado Público
Calidad de Redes BT
Miles S/.
%
Se deberá presentar los formatos VII al IX señalados en el Anexo N 1.
6.1.11 Optimización de los costos adicionales de explotación
Se deberá incorporar como costos de OyM de la empresa modelo, el costo de aportes a los
organismos reguladores, costo de capital de trabajo y otros (estudios técnicos y de regulación,
entre otros) que sean pertinentes de acuerdo a la normatividad.
Respecto al capital de trabajo, está referido a la determinación del flujo de ingresos y egresos
de la empresa modelo desde el primer día (como si se iniciasen las operaciones en ese
momento) hasta el último día del periodo regulatorio de cuatro años, y la necesidad de
financiamiento que de ello se deriva. Se considera el desfase producido entre la cobranza de
las ventas y los desembolsos que la empresa modelo debe realizar en su operación, y se aplica
un interés diario a los saldos negativos teniendo en cuenta la tasa anual de 12% prevista en la
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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LCE. Dado que en la tarifa se reconoce un costo anual, el costo de capital de trabajo a
reconocer es el promedio de los cuatro años.
Concepto
Miles de S/.
Costos Aportes
MT
BT
AP
Otras zonales
Total
Costos del Capital de Trabajo
MT
BT
Total
Otros Costos
MT
BT
Total
6.1.12 Resultados de costos de operación y mantenimiento totales
En el estudio se presentará el resultado de los costos de operación y mantenimiento directos y
la asignación de los costos indirectos, así como los costos fijos asociados al usuario de
acuerdo a los siguientes cuadros:
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 53
TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
TOTAL EMPRESA
(En Miles de Nuevos Soles)
Costo de OyM Técnicos
Concepto
TOTAL
Distribución
MT
SED
Distribución BT
Servicio
Alumbrado
Particular
Público
Comercialización
Total
Gestión Operación
Comercial Comercial
Costo
asociado
al Usuario
Otros
Total
Costos Directos
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)
1 Personal
2 Materiales
3 Servicio de Terceros
4 Aporte Organismo Regulador
5 Cargas Diversas y Otros
6 Costo Capital de Trabajo
7 Total
Asignación de Costo de Gestión Comercial
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
Asignación de Costo de Operación Comercial
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
Costos Totales de OyM
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 54
Costos Asociados al Usuario
Tipo de Medición
Carg o
Número de
Clientes
Costo Anual
miles US$
Costo Unitario
US$/cliente-mes
Simple medición de energía
CFE
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
CFS
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
Simple medición de potencia
y/o simple o doble medición de
energía
Doble medición (horaria) de
energía y potencia
Simple medición de energía del
AP
CFH
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
CFEA P
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
Cargo comercial prepago
CCSP
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
CFHCO
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
Simple medición de energía con
medición centralizada
Total
6.2 Presentación de los resultados comparativos
A partir de los estudios desarrollados, se completará la información de los cuadros
pertinentes que se detallan en Anexo N 1, en las líneas correspondientes a valores
anuales y de los cuadros resúmenes con el prefijo “A”, denominándolos “Recopilación
de Información”, y, los correspondientes a la Creación de la Empresa Modelo,
subtitulando los cuadros con el prefijo “B”.
7 Etapa III: Evaluación de Cargos Adicionales
7.1 Proyectos de Innovación Tecnológica y/o Eficiencia Energética
Las empresas podrán presentar proyectos de inversión de innovación tecnológica y/o
eficiencia energética.
Los proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética, deberán
comprender la aplicación de nuevas tecnologías nacionales e internacionales no
aplicadas en la empresa, pero que tengan comprobada eficiencia.
Los proyectos propuestos estarán sujetos a la aprobación por parte de Osinergmin.
Las empresas podrán presentar proyectos de inversión para la incorporación de nuevas
tecnologías en sus sistemas eléctricos, que permitan entre otras ventajas, optimizar la
operación del sistema, reducir costos de operación y mantenimiento, mejorar la
eficiencia energética, mejorar el aprovechamiento de las redes e instalaciones, obtener
la mejora de los sistemas: de gestión y cómputo, telecomunicaciones, sistemas de
transporte, investigación (realización de pruebas piloto) para la adaptación e
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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incorporación de nuevas tecnologías para la mejora de la prestación del servicio y
atención de los clientes, etc.
Para cada uno de los proyectos de inversión se debe presentar:
1.
2.
3.
4.
Memoria técnica con la descripción de cada proyecto de inversión, indicación
de los antecedentes de aplicación, indicación de las ventajas obtenibles, costos
involucrados de implementación, operación y mantenimiento, cálculo de la
rentabilidad del mismo con los indicadores correspondientes (TIR, VAN y
período de retorno); y su correspondiente programa de ejecución.
En el caso particular de los proyectos de eficiencia energética incluidos, se
debe identificar y cuantificar la reducción de los costos de generación
esperables para beneficio del sistema en general y de los usuarios en su tarifa, a
efectos de la justificación de los proyectos.
Todos los proyectos presentados con sus costos y resultados económicos se
deben presentar en una hoja de cálculo conteniendo el resumen de los cálculos
conjuntos, adecuadamente priorizados en función de los indicadores
económicos resultantes.
Los proyectos de innovación tecnológica y de eficiencia energética presentados
tendrán un costo total que no podrá exceder el monto de 1% de los ingresos
registrados de la empresa en el año anterior al de la fijación.
Los proyectos de inversión estarán sujetos a la evaluación y aprobación por
parte del Osinergmin, quién revisara toda la documentación presentada,
considerando especialmente las ventajas obtenibles y los beneficios para los
usuarios.
Solo serán considerados para la inclusión en el VAD aquellos proyectos de
inversión que resulten aprobados por el Osinergmin.
Los costos de los proyectos se reconocerán en el periodo tarifario y considera
los costos de inversión (anualidad de inversión con una tasa de 12%), costos de
operación y mantenimiento y/o costos remanentes de instalaciones
reemplazadas.
Para el caso de las empresas eléctricas bajo el ámbito del FONAFE, los
proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética a considerar
pueden ser los aprobados en el PIDE, lo cual deberá ser solicitado por la
empresa para evaluación de Osinergmin. Se verificará que no se dupliquen los
costos.
7.2 Plan de Reemplazo Gradual a Sistemas de Medición Inteligente
Las empresas concesionarias pueden presentar un plan gradual de reemplazo a
sistemas de medición inteligente, en caso de tener aprobado y realizado un proyecto
piloto. El plan deberá contemplar las opciones tarifarias en las cuales se demuestre su
conveniencia técnico-económica.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Las propuestas se deben sustentar tomando como base los resultados de los proyectos
pilotos ya realizados. En el caso de que la empresa no haya ejecutado un proyecto
piloto de SMI, podrá proponerlo en las opciones tarifarias que considere conveniente.
La propuesta de Plan gradual de reemplazo a SMI o proyecto piloto deben considerar
los siguientes criterios:








El plan propuesto estará sujeto a la aprobación de Osinergmin.
Para la aprobación del plan gradual de reemplazo a SMI de cada concesionario de
distribución se requiere de la culminación en su totalidad de su proyecto piloto
aprobado por Osinergmin.
El plan gradual de reemplazo a SMI debe sustentarse en el resultado de la
evaluación costos- beneficio positiva para el usuario final del servicio eléctrico
considerado en el alcance de los proyectos.
La alternativa tecnológica considerada en los proyectos debe cumplir con las
normativas vigentes que sean pertinentes y demostrar mediante evaluaciones
técnico-económicas su eficiencia y conveniencia.
Para los proyectos del plan gradual de reemplazo de SMI, el reconocimiento de
los costos de los medidores inteligentes que se instalen, se realizará al final de
cada año regulatorio (periodo comprendido entre mayo y abril del año siguiente),
con base al número final de cambio de medidores efectivamente realizados.
Osinergmin realizará la verificación del número de medidores instalados así como
solicitará periódicamente la información necesaria para el seguimiento de la
ejecución de los proyectos.
Los proyectos y planes de adecuación o cambio presentados deben detallar los
costos y sus sustentos, el mercado objetivo, el esquema del sistema de medición
inteligente y su justificación y sustento, las características de los medidores,
concentradores y sistemas de comunicación, el programa de ejecución, etc.
Los proyectos que se tomen en cuenta deberán considerar el cumplimiento de las
normativas vigentes que sean pertinentes. Para el caso de las empresas eléctricas
bajo el ámbito del FONAFE, los proyectos de sistemas de medición inteligente a
considerar pueden ser los aprobados en el PIDE, lo cual deberá ser solicitado por
la empresa para evaluación de Osinergmin. Se verificará que no se dupliquen los
costos.
La empresa deberá presentar una memoria indicando las características y
especificaciones técnicas de los equipamientos de medición propuestos a instalar
en cada una de las opciones tarifarias. En la memoria se deberán incluir las
referencias de uso de los sistemas de medición propuestos, en otros países y/o
sistemas eléctricos.
Para la evaluación de los proyectos piloto de SMI se requiere:




Se deben describir la ubicación, características, alcance, de los proyectos.
Se deben presentar y sustentar los resultados de los proyectos pilotos.
Se deberá presentar la evaluación técnico-económica de costos y beneficios que
sustenten la conveniencia del proyecto orientada a los usuarios.
En el caso de no haber sido desarrollados y/o terminado los referidos planes
pilotos en todas o algunas opciones tarifarias y/o zonas, se deberá presentar la
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

propuesta de los mismos, incluyendo la descripción de los mismos y el análisis
preliminar de los beneficios esperados.
Las empresas deberán reportar los montos mensuales recaudados mediante la
tarifa regulada por concepto de los proyectos piloto de SMI.
En la eventualidad de que, al 31 de diciembre del año previo al inicio del proceso
regulatorio del VAD, la concesionaria de distribución que no haya ejecutado en su
totalidad su proyecto piloto aprobado por Osinergmin, deberá proponer la
reformulación del mismo en su estudio de costos del VAD.
La empresa deberá presentar un resumen del plan propuesto indicando la cantidad de
medidores a cambiar por año en cada opción tarifaria y los costos involucrados.
Siendo que las tecnologías de medidores inteligentes cubren una amplia gama de
funcionalidades y características, a continuación, se indican algunos criterios sobre las
características y funcionalidades que deben evaluarse para la adquisición de dichos
equipos, considerando siempre que no existe una única solución a aplicable a toda la
realidad de Perú. Las condiciones geográficas y de densidad de clientes serán
relevantes al momento de seleccionar las tecnologías.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Registros de energía y potencia en períodos que no superen el lapso de 15
minutos, adecuándose a las condiciones de intervalos de medida utilizados por el
COES-SINAC.
Medición bidireccional, positivo aditivo. Posibilidad de medir tanto los retiros de
electricidad que el usuario efectúe de la red como eventuales inyecciones que el
usuario efectúe al sistema. La componente reactiva deberá ser considerada en
ambas direcciones.
El canal de comunicación debe permitir a la empresa, obtener lectura de la
demanda y eventualmente emitir órdenes al medidor para realizar tareas
específicas.
El medidor debe estar conectado a un sistema que permita informar al cliente en
tiempo real sobre su uso actual u otra información que ayude al cliente a gestionar
el costo y uso de la electricidad.
Corte-reposición remoto. Posibilidad de efectuar el corte y reposición del
suministro, de manera remota sin necesidad de apersonarse al punto de
suministro.
Posibilidad de limitación de potencia consumida por el usuario, para gestión de
planes de control de la demanda.
Opciones multi- tarifas / Tiempo de Uso y precios flexibles. Posibilidad que el
usuario pueda optar en línea por distintas opciones tarifarias.
Alerta de ausencia de tensión: Capacidad de comunicar a la central que el equipo
no tiene tensión lo que puede estar asociado a una falla del sistema.
Considerando siempre que las diversas tecnologías de medidores inteligentes
presentan ventajas y desventajas dependiendo de las particularidades de la empresa
que seleccione una tecnología, para la evaluación respectiva se deberán analizarán los
siguientes aspectos.
1.
2.
Arquitectura e infraestructura tecnológica.
Adaptabilidad a la topografía del terreno.
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3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
Adaptabilidad a las condiciones operativas de las conexiones de los clientes.
Adaptabilidad a las condiciones ambientales.
Adaptabilidad al estado operativo de la red eléctrica.
Adaptabilidad a la longitud de la red.
Adaptabilidad al tipo de transformadores de distribución.
Capacidad de transmisión de información y confiabilidad operativa
Complejidad de mantenimiento.
Seguridad de la información / Sistemas de recuperación.
Capacidad para identificar fallas en el sistema de comunicación.
Instalación.
Compatibilidad con la mayoría de los medidores del mercado.
Costo por unidad instalada.
Costos de mantenimiento.
Experiencia en la aplicación de la tecnología.
El reconocimiento de los costos de cambio en la tarifa se realizará en forma anual con base a
los medidores efectivamente cambiados
7.3 Mejora de la calidad de suministro
De acuerdo a lo definido en el D.L. 1221, se debe considerar la aplicación de incentivos para
mejorar la calidad de suministro de MT, según los proyectos de inversión que se propongan
para mejorar la calidad de suministro.
En este sentido, se considerará como punto de partida, la calidad media real de la empresa y
sus sistemas eléctricos en el año base, a partir de la cual se establecerá una calidad de
suministro objetivo definida a la finalización del periodo tarifario con base a las mejoras
alcanzables con la inversión propuesta y considerando las características de cada empresa
incluyendo una hoja de ruta para alcanzar ese objetivo.
Así, se establecerá un régimen de incentivos para mejora de la calidad de suministro media
por empresa. Este mecanismo actuará como un incentivo a la inversión para la mejora de la
calidad de suministro incorporando en las tarifas un cargo adicional para el desarrollo de estos
proyectos de inversión propuestos, limitado su costo a un porcentaje igual al 5% del VADMT.
Por otro lado, teniendo en cuenta que actualmente existe un mecanismo de seguimiento de la
calidad a través de indicadores de desempeño, de acuerdo a la Resolución Ministerial N° 1632011MEM/DM, y lo establecido en el D.L. 1221 se han adoptado los mismos indicadores
para el reporte y control de la calidad de suministro (SAIFI y SAIDI).
Los valores objetivo de Desempeño Esperado (DE) deberán ser definidos para cada empresa
y/o sistema eléctrico sobre la base de la calidad que se espera obtener para las redes reales,
mantenidas y operadas en condiciones de eficiencia, con los sistemas de protección
funcionando de manera eficiente y considerando las inversiones y acciones adicionales de
explotación propuestas. Dichos valores objetivos serán propuestos por las empresas
concesionarias para el periodo de fijación.
Los valores propuestos estarán sujetos a la aprobación del Osinergmin, quien efectuará la
supervisión del cumplimiento de la propuesta aprobada.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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A efectos de evaluar el factor de reajuste, podrán tomarse como referencia de proyectos de
inversión aplicables para mejora de la calidad de suministro, entre otros los siguientes
conceptos:






Conexión a tierra del neutro MT.
Instalación de equipamiento de recierre y seccionalización automáticos.
Análisis de la coordinación de los sistemas de protección existentes y/o ajuste
o adecuación de los mismos.
Aplicación de sistemas de indicación de la ubicación de las fallas.
Aplicación de Técnicas de Trabajo con tensión en MT.
Análisis y adecuación de los sistemas de protección contra sobretensiones.
Los proyectos de inversión tomados a manera referencial deberán contar con una memoria
descriptiva de los mismos, la indicación de las mejoras, ganancias de eficiencia y beneficios
de los usuarios obtenibles en la calidad de suministro y su justificación técnico-económica.
Para la evaluación técnico-económica se considerará como valor unitario de ENS evitada
cortar 1 U$/KWH
El incentivo que se otorgará al inicio del periodo tarifario corresponderá a la valuación del
factor de reajuste para alcanzar los valores objetivos al término del periodo tarifario, desde los
valores reales. La evaluación se efectuará por sistema eléctrico. En caso de incumplimiento de
los objetivos, la penalización corresponderá a la devolución de los costos otorgados
considerando la tasa de 12%.
Se efectuará el seguimiento de los indicadores y la verificación del cumplimiento a partir del
tercer año del periodo de fijación.
En el caso de las empresas bajo el ámbito del FONAFE, deberán considerar los proyectos de
mejora de calidad de suministro de sus sistemas, aprobados en el PIDE, como parte del factor
de reajuste. En dicha situación, se retiran de la anualidad a incorporar en el VAD por el PIDE.
En caso corresponda, los proyectos de mejora de la calidad del servicio a considerar son los
aprobado en el PIDE y aplicando el criterio de no duplicidad.
7.4 Incorporación de los costos del PIDE
Para las empresas bajo el ámbito del FONAFE, se incorporará los costos de inversión,
operación y mantenimiento, y su demanda asociada, del Plan de Inversión en Distribución
Eléctrica que corresponda a la incorporación de nuevos clientes y el crecimiento de demanda,
aprobado por Osinergmin.
8 Determinación del VAD
El cálculo del valor agregado de distribución corresponde a la determinación de los siguientes
valores con base a los costos y VNR adaptado de la empresa modelo.
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En el caso de los sectores de distribución típicos en el ámbito de la LCE:




CF
VADMT
VADSED
VADBT
Cargo Fijo de operación comercial en S/. por cliente año
Valor Agregado de Distribución MT en S/. por kW.año
Valor Agregado de Distribución SED en S/. por kW.año
Valor Agregado de Distribución BT en S/. por kW.año
En el caso de los sectores de distribución típicos en el ámbito de la LGER:




CF
VADMT_SER
VADSED_SER
VADBT_SER
Cargo Fijo de operación comercial en S/. por cliente año
Valor Agregado de Distribución MT en S/. por kW.año
Valor Agregado de Distribución SED en S/. por kW.año
Valor Agregado de Distribución BT en S/. por kW.año
El estudio debe contemplar el reconocimiento en el VAD de los planes de innovación
tecnológica, eficiencia energética, cambio de sistemas de medición y factor de reajuste de
calidad de suministro aprobados.
Adicionalmente, para las empresas comprendidas en el ámbito administrativo del FONAFE,
se incluirá el reconocimiento de los respectivos planes de inversión por incremento de clientes
y demanda aprobados.
Además, el Estudio comprende el cálculo de las pérdidas estándar técnicas y comerciales
(energía y potencia) a nivel de MT, SED y BT con respecto a los valores demandados de cada
etapa, la determinación de los factores de economía de escala y la determinación de las
fórmulas de reajuste del VAD y del CF.
Los valores correspondientes se calcularán a nivel de cada sistema eléctrico y luego se
ponderaran a nivel de empresa.
Para la ponderación a nivel empresa del VAD y las pérdidas de potencia y energía a
partir de los cálculos por sistema eléctrico se utilizara la demanda máxima simultánea
y para los cargos fijos la cantidad de clientes por opción tarifaria.
Los cálculos se realizaran según se indica a continuación.
8.1 Cargos Fijos
Los cargos fijos de atención al cliente se calcularán de acuerdo a la siguiente relación:
CF 
CCCL
NCL
Donde:

CCCL = Costo comercial de atención al cliente, representa los costos
directos en que debe incurrir la empresa modelo para realizar toma de
lectura, procesamiento, emisión, distribución y cobranza a toda la
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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
clientela según opciones tarifarias. No incluye la gestión de cobranza de
morosos (costos y reconexiones).
NCL = Número total de usuarios servidos por opción tarifaria.
Luego de calcular el cargo fijo de atención al cliente total, estos cargos serán desagregados
por segmentos de clientes de acuerdo al tipo de medición:
Parámetro
CFE
CFS
CFH
CFEAP
CCSP
CFHCO
Descripción
Tipo de Medición
Cargo fijo mensual para medición
simple de energía (S/./mes).
Cargo fijo mensual para opción tarifaria
de potencia (contratada y/o variable) y
simple medición de energía o doble
medición de energía (S/./mes).
Cargo fijo mensual para opción tarifaria
horaria (S/./mes).
Cargo fijo mensual para el alumbrado
público (S/./mes)
Cargo comercial del servicio prepago
Simple medición de potencia y/o simple o
doble medición de energía
Doble medición (horaria) de potencia y
energía
Simple medición de energía del AP
Cargo comercial prepago
Cargo fijo para el sistema de medición
centralizado en BT
CFE
CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente)
NCL (Número de Clientes)
CARGO FIJO MENSUAL
Simple medición de energía
CFS
Simple medición de energía con medición
centralizada BT
Cargos Fijos Mensuales
CFH
CFEAP
CCSP
CFHCO
Total
Promedio
(US$ / año )
(clientes)
(US$ / cliente)
Con los cálculos realizados por opciones tarifarias, se determinará un valor promedio
ponderado que será de aplicación para todos los clientes de cada una de las concesionarias,
clasificando las mediciones en dos grupos:
- Mediciones de simple lectura
- Mediciones con relevamiento de registros
8.2 Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)
Para la aplicación del VADMT se obtendrá un valor mensual, para lo cual se debe seguir el
siguiente procedimiento: aplicar a la aVNR un factor que considere flujos mensuales
equivalentes a la anualidad; así, para una tasa de actualización de 12%, el factor es igual a
0,079073. El costo de operación y mantenimiento mensual se obtiene dividiendo el costo
anual respectivo por 12.
8.2.1
Valor Agregado de Distribución MT (VADMT)
La expresión a aplicar para obtener el VAD anual es:
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VADMT 
aVNRMT  OyMMT 
(MWMT )
Donde:
aVNRMT =
Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT)
económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo.
OyMMT =
Costos de operación y mantenimiento anual de la red de MT
económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo.
MWMT =
Potencia máxima demandada a nivel de MT para las horas de punta
excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT.
8.2.2
Valor Agregado de Distribución MT SER (VADMT_SER)
Se calcula solo para el sector típico de los SER.
El VAD a nivel de MT se determinará conforme a lo especificado en el Título VII del D.S. N°
025-2007-EM Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural.
La expresión a aplicar para obtener el VAD anual es:
Para inversiones 100% de propiedad del Estado:

VADMT  SER 
aVNRMT  FFR  OyMMT
( MWMT )
Para inversiones 100% de propiedad de la Concesionaria y Otras Entidades:
VADMT  SER 
 aVNRMT  OyMMT
( MWMT )
Donde:
aVNRMT =
Anualidad correspondiente a las inversiones de media tensión (MT)
económicamente adaptadas (VNRMT adaptado) de la empresa modelo.
OyMMT =
Costos de operación y mantenimiento anual de la red de MT
económicamente adaptada establecidos para la empresa modelo.
MWMT =
Potencia máxima demandada a nivel de MT para las horas de punta,
excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT.
FFR
Factor del Fondo de Reposición. Se determinará de acuerdo a lo
establecido en la Décimo Primera Disposición Transitoria del RLGER.
=
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8.3 Valor Agregado de Distribución SED (VADSED)
Para la aplicación del VADSED se obtendrá un valor mensual, para lo cual se debe seguir el
siguiente procedimiento: aplicar a la aVNR un factor que considere flujos mensuales
equivalentes a la anualidad; así, para una tasa de actualización de 12%, el factor es igual a
0,079073. El OyM mensual se obtiene dividiendo el OyM anual entre 12.
Considera sólo las subestaciones de distribución, para este e fecto se deben considerar las
inversiones (VNR) y costos de operación y mantenimiento (OyM) a nivel de las subestaciones
de distribución MT/BT.
8.3.1
Valor Agregado de Distribución SED (VADSED)
La expresión a aplicar para obtener el VAD anual es:
VADSED 
 aVNRSED  OyMSED
( MWBT )
Donde:
aVNRSED = Anualidad correspondiente a las inversiones de las subestaciones de
distribución MT/BT económicamente adaptadas (VNRSED adaptado)
de la empresa modelo.
OyMSED = Costos de operación y mantenimiento anual de las subestaciones de
distribución MT/BT económicamente adaptada establecidos para la
empresa modelo.
MWBT
8.3.2
= Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de la
subestación MT/BT) para las horas punta, excluyendo las pérdidas
estándar (técnicas y comerciales).
Valor Agregado de Distribución SED SER (VADSED_SER)
Se calcula solo para el sector típico de los SER.
El VAD a nivel de SED se determinará conforme a lo especificado en el Título VII del D.S.
N° 025-2007-EM - Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural.
La expresión a aplicar para obtener el VAD anual es:
Para inversiones 100% de propiedad del Estado:
VADSED  SER 
 aVNRSED  FFR  OyMSED
( MWBT )
Para inversiones 100% de propiedad de la Concesionaria y Otras Entidades:
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VADSED  SER 
aVNRSED  OyMSED 
( MWBT )
Donde:
aVNRSED = Anualidad correspondiente a las inversiones de las subestaciones de
distribución MT/BT económicamente adaptadas (VNRSED adaptado)
de la empresa modelo.
OyMSED = Costos de operación y mantenimiento anual de las subestaciones de
distribución MT/BT económicamente adaptada establecidos para la
empresa modelo.
MWBT
= Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de la
subestación MT/BT) para las horas punta, excluyendo las pérdidas
estándar (técnicas y comerciales).
FFR
= Factor del Fondo de Reposición. Se determina de acuerdo a lo
establecido en la Décimo Primera Disposición Transitoria del RLGER.
8.4 Valor Agregado de Distribución BT
Para la aplicación del VAD se obtendrá un valor mensual, para lo cua l se debe seguir el
siguiente procedimiento: aplicar a la aVNR un factor que considere flujos mensuales
equivalentes a la anualidad; así para una tasa de actualización de 12%, el factor es igual a
0,079073. El OyM mensual se obtiene dividiendo el OyM anual entre 12.
8.4.1
Valor Agregado de Distribución BT (VADBT)
La expresión a aplicar para obtener el VAD anual de todo el sector típico (SED más Redes)
es:
VADBT 
aVNRBT  OyMBT
MWBT
Donde:
aVNRBT =
Anualidad correspondiente a las inversiones asignados al mercado en
redes de baja tensión BT (SE MT/BT + Red BT+ Instalaciones de
Alumbrado Público) económicamente adaptadas (VNRBT adaptado) de
la empresa modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de
la actividad de distribución de la empresa modelo.
OyMBT =
Costos de operación y mantenimiento anual asignados al mercado de la
red de BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado
Público) económicamente adaptada establecidos para la empresa
modelo.
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MWBT
8.4.2
=
Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de la
subestación MT/BT) para las horas punta, excluyendo las pérdidas
estándar (técnicas y comerciales).
Valor Agregado de Distribución BT SER (VADBT_SER)
Se calcula solo para el sector típico de los SER.
El VAD a nivel de BT se determinará conforme a lo especificado en el Título VII del D.S. N°
025-2007-EM - Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural. El VAD incluye los
costos de conexión eléctrica, considerando el número de usuarios de la empresa modelo, los
costos de conexión eléctrica regulados, la vida útil de las conexiones eléctricas establecida por
el Artículo 163° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y la tasa de
actualización señalada en la LCE. Los costos totales se expresarán por unidad de potencia
tomando la demanda máxima establecida para la empresa modelo.
La expresión a aplicar para obtener el VAD anual es:
Para inversiones 100% de propiedad del Estado:
VADBT  SER 
aVNRBT  FFR  OyMBT
( MWBT)
Para inversiones 100% de propiedad de la Concesionaria y Otras Entidades:
VADBT  SER 
aVNRBT  OyMBT
( MWBT)
Donde:
aVNRBT =
Anualidad correspondiente a las inversiones que atienden el mercado en
BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de Alumbrado Público +
Conexiones) económicamente adaptadas (VNRBT adaptado) de la
empresa modelo y otros activos fijos requeridos para el desarrollo de la
actividad de distribución de la empresa modelo.
OyMBT =
Costos de operación y mantenimiento anual de las instalaciones que
atienden el mercado en BT (SE MT/BT + Red BT + Instalaciones de
Alumbrado Público + Conexiones) económicamente adaptada
establecidos para la empresa modelo.
MWBT
=
Potencia máxima demandada a nivel de BT (lado primario de la
subestación MT/BT) para las horas punta, excluyendo las pérdidas
estándar (técnicas y comerciales) de la red de BT.
FFR
=
Factor del Fondo de Reposición. Se determinará de acuerdo a lo
establecido en la Décimo Primera Disposición Transitoria del RLGER.
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Finalmente, se determinará un VAD a nivel empresa para media tensión, SED y baja
tensión, los cuales serán ponderados utilizando la máxima demanda por sistema
eléctrico, de conformidad con el Artículo 147 del Reglamento de la LCE.
8.5 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía.
A partir de los resultados obtenidos en los estudios de la empresa modelo se calcularán las
Pérdidas Técnicas Estándar de Energía y Potencia para los Sistemas Económicamente
Adaptados.
Asimismo, los valores resultantes serán incluidos dentro del balance de energía y potencia del
sistema eléctrico, conforme se indica en el Formato VI para el año indicado.
Las pérdidas estándar de distribución estarán desagregadas en:





Pérdidas en las redes de MT;
Pérdidas en las Subestaciones de Distribución MT/BT y otras;
Pérdidas en las redes de BT;
Pérdidas en las acometidas; y
Pérdidas en los medidores.
Se debe tener presente que en las pérdidas en BT, dado que la medición del AP se efectúa a
nivel de las SED, no contienen las pérdidas de las redes y equipos de AP (lámpara y
accesorios de encendido).
Los factores de expansión de pérdidas serán aplicables a nivel empresa, para lo cual se
determinarán factores ponderados a través de la máxima demanda por sistema eléctrico.
8.6 Factores de economía de escala
Los factores de economía de escala consideran la variación de los costos del Valor Agregado
de Distribución básico y de los cargos fijos de los clientes, debido a la variación relativa de
las inversiones y costos fijos respecto a las ventas de electricidad por incremento del número
de clientes y/o del consumo unitario de los clientes.
Solo se aplica para el ajuste del VAD básico y los Cargos fijos.
Para este fin debe realizarse una simulación que permita efectuar los análisis de sensibilidad
de los costos fijos y variables.
La fórmula de cálculo del factor de economía de escala (FEE) es:
FEE 
Pfc  (1  t c )  Pvc

(1  t c )
(1  tc .Pvc )
(1  tc )
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Donde:
Pfc
= proporción fija del costo.
Pvc = proporción variable del costo.
tc =
tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda.
Para el VAD se considerará como proporción fija de las redes, el costo de inversión
correspondiente al desarrollo de la red de MT y BT en zonas con crecimiento de demanda
vertical, mientras que la proporción variable corresponde al crecimiento horizontal de las
redes y al incremento de potencia y acometidas a SET y SED en zonas de crecimiento
vertical. Respecto de los costos de OyM solo se considerarán variables los costos directos.
Para los costos fijos comerciales por cliente solo se considerarán como variables los costos
directos.
Los factores de economía de escala no serán aplicables para el ajuste del VAD de las
empresas del grupo 2 (empresas bajo la administración de FONAFE). Dichos valores se
calcularán en forma anual empleando el respectivo plan de inversiones por incremento de
clientes y demanda aprobado.
8.7 Formula de reajuste
Con los resultados obtenidos para los costos indicados en 8.1, 8.2 y 8.3 se deben obtener las
correspondientes estructuras de costos de los valores agregados por concepto de costos de
distribución, desglosados en los términos que se señalan más adelante, acompañados de una
propuesta de fórmulas de indexación de los principales componentes.
Así, deben calcularse los siguientes factores de actualización según corresponda:
Sectores Típicos LCE
VADMT
:
FAVADMT
VADSED
:
FAVADSED
VADBT
:
FAVADBT
CF
:
FACF
Sectores Típicos LGER
VADMT_SER :
FAVADMT_SER
VADSED_SER :
FAVADSED_SER
VADBT_SER :
FAVADBT_SER
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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CF
:
FACF
Para la elaboración de las fórmulas de indexación, la empresa tomará en cuenta la incidencia
de la estructura de costos de los siguientes parámetros:
a)
b)
c)
d)
Mano de Obra;
Productos Nacionales;
Productos Importados; y
Precio del Cobre y Aluminio.
Para cada una de estas variables deben proponerse los factores de incidencia por
parámetro y sector típico.
Además, se propondrá índices de reajuste aplicables basados en publicaciones de organismos
oficiales y revistas especializadas, proporcionando los valores base, al 31 de diciembre del
año anterior.
8.8 Cargos Adicionales del VAD
Los cargos adicionales del VAD comprenden los rubros de:
1. Innovación tecnológica y eficiencia energética, y reemplazo a sistemas de
medición inteligente
A los efectos que las empresas dispongan de financiamiento anticipado a partir de la
vigencia del nuevo cuadro tarifario para las inversiones al inicio del periodo tarifario,
se calculará el valor presente de la remuneración estimada para la realización de los
proyectos dentro de los cuatro años del periodo regulatorio.
El valor presente de la remuneración adicional para los proyectos de innovación
tecnológica, eficiencia energética y reemplazo a sistemas de medición inteligente, se
calculará de la siguiente manera:
Donde:
VPRA
: Valor presente de la remuneración adicional.
aVNRn
: Anualidad del VNR para proyectos en el año n. En el caso de los
proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética el periodo
de recuperación será igual a 4, y, en el caso del plan gradual de
reemplazo a SMI, el periodo se aplicará según lo dispuesto en el Artículo
163 del Reglamento de la LCE. La tasa de actualización será la indicada
en el Artículo 79 de la LCE.
OyMn
: Costos de operación y mantenimiento directos para los proyectos en el
año n.
i
: Tasa de interés anual según el Artículo 79 de la LCE.
n
: Número de años a considerar, igual a 4.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Se incorporará en el VAD resultante, considerando el valor presente de los proyectos
en el nivel de tensión que corresponda.
El cargo para el VAD por innovación tecnológica, eficiencia energética y cambio de
sistemas de medición, se calculará mediante la siguiente expresión, considerando el
valor presente de los proyectos aprobados:
POTNT -0 :Potencia máxima demandada al año 0 en cada nivel de tensión (MT y BT)
utilizada para el cálculo del VAD. Corresponde a la potencia máxima en las
horas de punta, excluyendo las pérdidas estándar en ese nivel de tensión
(MWMT o MWBT).
2. Factor de Reajuste del VAD en MT por calidad de suministro
El ajuste por la propuesta de mejora de los resultados de calidad de suministro será
calculado por el Osinergmin de acuerdo con la valuación de la propuesta de inversión
presentada y los valores objetivos que se consigne en el estudio. La determinación del
factor de reajuste será realizada por Osinergmin.
3. Planes de Inversión en Distribución Eléctrica (PIDE)
Para la EDEs, pertenecientes al FONAFE, se considerarán los planes de inversión
correspondientes a incremento de demanda y clientes aprobados para el período
tarifario como parte de la remuneración, incluyendo su anualidad al VAD.
Los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento asociados a la
inversión aprobada, se incorporarán, considerando para la determinación de la
anualidad de esta inversión, la vida útil establecida para el VAD (30 años) y la tasa de
actualización establecida en el Artículo 79 de la LCE.
Esta remuneración adicional por la incorporación de inversiones se debe agregar al
VAD, del nivel de tensión correspondiente, durante el período tarifario. Solo se
incluirán las inversiones aprobadas por el Osinergmin.
Por lo que el valor ajustado del VAD será:
Donde:

VADNT : es el VAD en el nivel de tensión (NT) que corresponda

aVNRNT -0 : es la anualidad del VNR en el nivel de tensión que corresponda
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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
OyMNT -0 : costo de operación y mantenimiento en el nivel de tensión que
corresponda

POTNT -0 : potencia máxima demandada en el nivel de tensión que corresponda

an : anualidad calculada para la tasa de actualización establecida en el artículo
79 de la Ley de Concesiones Eléctricas (12% real anual) y la vida útil de 30
años

aVNRNT (n) : anualidad del VNR adicional aprobada del año n en el nivel de
tensión que corresponda

OyMNT (n) :costo de operación y mantenimiento adicional del año n del nivel
de tensión que corresponda a la inversión aprobada

POTNT (n) : demanda adicional del año n del nivel de tensión que corresponda


i :
n :
Tasa de interés anual según el Artículo 79 de la LCE.
Número de años a considerar, igual a 4.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 71
9 Informes del Estudio
Los informes deberán ser presentados a Osinergmin a través de carta suscrita por el
representante legal de la empresa de distribución eléctrica. Asimismo, deberán estar
debidamente foliados, con el sello y/o la firma del responsable o responsables de su
elaboración.
Los informes contendrán la descripción, análisis, metodologías, cálculos, conclusiones,
resultados y sustentos de las actividades desarrolladas como parte del Estudio VAD, según
corresponda. Se entregarán en medio impreso (un original) y en medio electrónico (formato
doc), junto con todos los archivos utilizados en los informes (bases de datos, hojas de cálculo,
tablas de datos, programas de cálculo, modelos de cálculo, estudios complementarios,
sustentos, etc.). Además, se presentará un archivo en formato pdf, donde se integrarán los
textos, tablas, gráficos y anexos del informe, de tal manera que se refleje el presentado en
medio impreso.
La redacción de los informes debe considerar el Sistema Legal de Unidades de Medida del
Perú1 .
Los informes a presentar son los siguientes:
1. Informe del Estudio de Costos del VAD.
2. Informe del Estudio de Costos del VAD Definitivo.
9.1 Informe del Estudio de Costos del VAD
Comprende la descripción, análisis, metodologías, cálculos, conclusiones, resultados y
sustentos de las Etapas I, II, III y IV del Estudio VAD, según las pautas indicadas en los
Numerales 5, 6, 7 y 8, incluyendo los Formatos del Anexo N° 1 (Formatos A y Formatos B).
El informe contendrá los siguientes documentos:
1. Informe de resultados Relevantes
2. Informe del Estudio de Costos del VAD
3. Tablas de Informe de los Resultados(EXCEL)
Los documentos señalados se deberán elaborar según la siguiente estructura:
Resumen Ejecutivo
El informe ejecutivo se confeccionara de acuerdo a lo indicado en el anexo2 Informe de los
Resultados Relevantes del Estudio de Costos del VAD.
Informe del Estudio de Costos del VAD
1. OBJETIVO
1
Ley N° 23560
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Página 72
2. ANTECEDENTES
3. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
a. Recopilación de la Información
b. Formatos A
4. CREACIÓN DE LA EMPRESA MODELO
a. Caracterización del Mercado Eléctrico
b. Definición del Tipo de Sistema y de la Tecnología Adaptada
c. Costos Estándar de Inversión (Instalaciones Eléctricas y No Eléctricas)
d. Optimización Técnico Económica de las Instalaciones Eléctricas
e. Optimización Técnico Económica de las Instalaciones No Eléctricas
f. Valor Nuevo de Reemplazo
g. Balance de Potencia y energía
h. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento
i. Optimización de la Estructura Organizacional
ii. Optimización de los Costos de Explotación Técnica
iii. Optimización de los Costos de Explotación Comercial
iv. Optimización y Asignación de los Costos Indirectos
i. Pérdidas Estándar de Energía y Potencia Técnicas y No Técnicas.
j. Verificación de cumplimiento de Calidad de Servicio Eléctrico
(Producto y Suministro).
k. Formatos B
5. FACTOR DE REAJUSTE PARA LA MEJORA DE LA CALIDAD DE
SUMINISTRO
6. PROYECTOS DE INNOVACIÓN TECNOLÓGICA Y/O EFICIENCIA
ENERGÉTICA
7. PLAN GRADUAL DE REEMPLAZO A SISTEMAS DE MEDICIÓN
INTELIGENTE
8. INCORPORACIÓN DE PLANES DE INVERSIÓN EN DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA (solo empresas bajo el ámbito del FONAFE)
9. RESULTADOS
a. Cargo Fijo
b. Valor Agregado de Distribución en MT (VADMT)
c. Valor Agregado de Distribución en SED (VADSED)
d. Valor Agregado de Distribución en BT (VADBT)
e. Factor de Pérdidas Estándar de Energía y Potencia
f. Factor de Economía de Escala
g. Fórmula de Reajuste
Tablas de Informe de los Resultados
Se presentaran las tablas resumen en formato Excel de acuerdo a lo indicado en el
Anexo N° 4.
Los documentos del informe serán revisados y analizados por Osinergmin. De ser el caso,
serán observados de conformidad con el Artículo 68 de la LCE.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 73
9.2 Informe del Estudio de Costos del VAD Definitivo
Comprende la actualización del Informe del Estudio de Costos del VAD, considerando los
resultados de las respuestas de Osinergmin a las observaciones formuladas por las empresas.
El informe contendrá los siguientes documentos:
1.
2.
3.
4.
Informe de los Resultados Relevantes
Informe del Estudio de Costos del VAD
Informe de las Respuestas de Osinergmin a las Observaciones de las empresas
Tablas de informe de resultados en formato excel
Los dos primeros documentos se estructurarán siguiendo las pautas del numeral anterior.
En el caso del Informe de las Respuestas de Osinergmin las Observaciones de las empre sas,
este deberá contener las respuestas junto con su sustento, así como, de ser el caso, la
especificación de las modificaciones efectuadas al Estudio VAD.
10 Plazos de Entrega de los Informes del Estudio
1. Informe del Estudio de Costos del VAD
El informe se presentará a más tardar el primer día útil del mes de marzo del año 2022 para el
primer grupo de empresas y el primer día útil del mes de marzo del año 2023 para el segundo
grupo de empresas.
2. Informe del Estudio de Costos del VAD Definitivo
El informe se presentará a más tardar el décimo día útil contado a partir de la recepción de las
observaciones de Osinergmin, de conformidad con el Artículo 68 de la LCE.
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Página 74
11 Anexos
ANEXO N° 1.- Formatos de la Información Técnica, Comercial y
Económica
La información sobre costos e ingresos a presentar, no debe incluir el IGV. Los formatos a
desarrollar en el Estudio son los siguientes:
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A - Formato I-1
Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica
Metrados
Componente
Media Tensión
Red Aérea
Red Subterránea
Equipos de Protección y Seccionamiento
Sub Total Red Media Tensión
Subestaciones
Subestaciones de Distribución MT/BT
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta Pedestal
Compacta Bóveda
Otras Subestaciones
Elevadora/Reductora
De Seccionamiento
Baja Tensión
Red Aérea
Servicio Particular
Número estructuras compartidas BT y MT
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control
Red Subterránea
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control
Sub Total Red Baja Tensión
Servicio Particular
Alumbrado Público
Luminarias
Equipos de Control
Instalaciones No Eléctricas
TOTAL
Unidad
Total Empresa
Sistema
Eléctrico Modelo
VNR (Miles US$)
Sistema
Total Empresa
Eléctrico Modelo
Anualidad del VNR (Miles US$)
Sistema
Total Empresa
Eléctrico Modelo
km
km
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
km
unidad
km
unidad
unidad
km
km
unidad
unidad
km
km
unidad
unidad
Nota: La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
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Página 76
A - Formato I-2
Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo por Actividad
Código
Actividad
VNR (Miles US$)
Anualidad del VNR (Miles US$)
Sistema
Sistema
Documento de
Total Empresa
Total Empresa
Eléctrico Modelo
Eléctrico Modelo
Respaldo
A1
Compra de Energía
A2
Generación
A3
Transmisión
A4
Distribución Media Tensión
A5
Distribución Baja Tensión
A6
Alumbrado Público
A7
Comercialización
A8
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica
A9
Corte y Reconexión
A10
Gestión de Inversión en Distribución
A11
Gestión de Inversión en Otras Áreas
A12
Apoyo en Postes
A13
Otros Servicios
A14
Negocios Financieros
A15
Otras
A16 = A4 + … + A15
Total Actividades
Notas:
El VNR debe asignarse a las actividades en correspondencia al uso compartido que tienen las instalaciones en el desarrollo de actividades.
Los documentos de respaldo son fuente que sirven de base para la elaboración de la información reportada en los formatos.
La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
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Página 77
A - Formato II
Resumen de lngresos por Actividad
Total Año XX
Código
Actividad
A1
A2
A3
A4
A5
A6
A7
A8
A9
A10
A11
A12
A13
A14
A15
A16 = A4 + … + A15
Compra de Energía
Generación
Transmisión
Distribución Media Tensión
Distribución Baja Tensión
Alumbrado Público
Comercialización
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Gestión de Inversión en Distribución
Gestión de Inversión en Otras Áreas
Apoyo en Postes
Otros Servicios
Negocios Financieros
Otras
Total Actividades
Miles US$
Sistema Eléctrico
Total Empresa
Modelo
Miles S/.
Sistema Eléctrico
Total Empresa
Modelo
Nota:
Los documentos de respaldo son fuente que sirven de base para la elaboración de la información reportada en los formatos.
La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 78
Documento de
Respaldo
A - Formato III-1
Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento por Actividad
Total Año XX
Código
Actividad
A1
A2
A3
A4
A5
A6
A7
A8
A9
A10
A11
A12
A13
A14
A15
A16 = A4 + … + A15
Compra de Energía
Generación
Transmisión
Distribución Media Tensión
Distribución Baja Tensión
Alumbrado Público
Comercialización
Conexión a la Red de Distribución Eléctrica
Corte y Reconexión
Gestión de Inversión en Distribución
Gestión de Inversión en Otras Áreas
Apoyo en Postes
Otros Servicios
Negocios Financieros
Otras
Total Actividades
Miles US$
Sistema Eléctrico
Total Empresa
Modelo
Miles S/.
Sistema Eléctrico
Total Empresa
Modelo
Nota:
Los documentos de respaldo son fuente que sirven de base para la elaboración de la información reportada en los formatos.
La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
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Página 79
Documento de
Respaldo
Nota:
Los documentos de respaldo son fuente que sirven de base para la elaboración de la
información reportada en los formatos.
La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del
Estudio VAD por sector típico.
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Nota: La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
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Nota: La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
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Nota: La información del sistema eléctrico modelo solo aplica para la empresa con encargo del Estudio VAD por sector típico.
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Página 84
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Página 85
A - Formato V-3
Estructura de la Información Comercial
Potencia Facturada (kW)
Empresa
Sistema
Mes
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
MAT1
AT1
MT1
BT1
AT2
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT5A.A
BT5A.B
BT5B_R1
BT5B_R2
BT5B_R3
BT5B_R4
BT5B_R5
BT5B_R6
BT5B_R7
BT5B_R8
BT5BNR
BT5C-AP
BT5D
BT5E
BT6
BT7
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
Total Mes 1
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
2
2
2
2
2
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
MAT1
AT1
MT1
BT1
AT2
<Empresa>
<Sistema 1>
2
<Sector>
MT2
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
…
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
…
…
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
<Empresa>
…
…
Total Mes 2
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
…
Total Mes 3
…
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
<Sistema 1>
…
Total Mes 12
Año
Sector
Típico
..
3
3
3
3
3
3
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
..
…
…
12
12
12
12
12
12
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
<Sector>
..
Opción
Energía Activa Facturada (MW.h)
Facturación (Miles S/.)
Clientes
Punta
Fuera
Punta
Total
Punta
Fuera
Punta
Total
Cargo
Fijo
Energía
Potencia
(a)
(b)
(c)
(d) = (b)+(c)
(e)
(f)
(g) = (e)+(f)
(h)
(i)
(j)
Total
(k) = (h)+(i)+(j)
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
MAT1
AT1
MT1
BT1
AT2
MT2
…
…
MAT1
AT1
MT1
BT1
AT2
MT2
…
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 86
A - Formato VI
Balance de Energía y Potencia de Punta (*)
Total Empresa y Sistemas Eléctricos
Mes, Día y Hora de Máxima Demanda:
Descripción
Año:
Energía (MW.h)
MW.h
%
Factor de
carga/pérdidas
Potencia (kW)
kW
Factor de
%
Coincidencia (%)
Muy Alta Tensión (MAT)
(1)
Ingreso a MAT
(2)
Ventas en MAT
(3)
Pérdidas en MAT
Alta Tensión (AT)
(4)
(5)
Ingreso a AT desde MAT
Compras en AT
(6)
Total Ingreso a AT
(7)
Ventas en AT
(8)
AT1
(9)
(10)
AT2
Pérdidas en AT
Media Tensión (MT)
(11)
Ingreso a MT desde AT
(12)
Compras en MT
(13)
Generación Propia Neta
(14)
Consumo Propio
(15)
Ventas a Otros Distribuidores
(16)
Total Ingreso a MT
(17)
Pérdidas Estándar en Media Tensión
(18)
Técnicas
(19)
No Técnicas
(20)
Ventas en Media Tensión
(21)
MT1
(22)
MT2
(23)
MT3P
(24)
MT3FP
(25)
MT4P
(26)
MT4FP
(27)
(28)
(29)
(30)
Pérdidas Estándar en Baja Tensión
Técnicas
No Técnicas
Ventas en Baja Tensión
(31)
BT1
(32)
BT2
(33)
BT3P
(34)
BT3FP
(35)
BT4P
(36)
BT4FP
(37)
BT5A.A
(38)
BT5A.B
(39)
BT5B
(40)
BT5C-AP
(41)
BT5D
(42)
BT5E
(43)
BT6
(44)
BT7
(45)
Pérdidas No Estándar (MW.h)
(46)
Porcentaje Total de Pérdidas (%)
(4) = (1) - (2) - (3)
(6) = (4) + (5)
(20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)
(7) = (8) + (9)
(27) = (28) + (29)
(11) = (6) - (7) - (10)
(30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41) +(42) +(43) +(44)
(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15)
(45) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)
(17) = (18) + (19)
(46) = ((45) + (17) + (27)) / (16)
(*) Corrigiendo desfases de la facturación informada por la empresa
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Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 92
Anexo N° 2.- Informe de Resultados Relevantes
El informe de resultados que corresponde a los resultados definitivos del estudio, se preparará
de acuerdo al siguiente modelo(a partir del punto 3 se presentaran los resultados obtenidos):
Fijación del VAD
Periodo 01 de Noviembre de XXXX al 31 de Octubre de XXXX
Informe de los Resultados Relevantes del Es tudi o de Costos del VAD
EMPRESA XXXX
1. Introducción
Breve reseña del proceso de desarrollo del Estudio de costos del VAD.
2. Caracterización de la Concesionaria
Información técnica y comercial de la empresa real.
Área de influencia (km2 )
Número de clientes y ventas de energía
Opción Tarifaria
MT1
MT2
MT3
MT4
Total MT
BT1
BT2
BT3
BT4
BT5A
BT5B
BT5D
BT5E
BT5C-AP
BT6
BT7
Total BT
Total
Número de Clientes Ventas de Energía
Año 20xx
MW.h
XXX XXX
XXX XXX

 Demanda máxima (kW) a nivel de MT y BT
 Número y potencia instalada de los centros de transformación AT/MT
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 93
Número
Potencia (MVA)
XXX XXX
XXX XXX
 Información de las instalaciones de distribución eléctrica
En Media Tensión:
Tensión (kV)
Red Aérea (km)
Red Subterránea (km)
Total Red MT (km)
Equipos de P&S (unidad)
XXX XXX
XXX XXX, XXX
XXX XXX, XXX
XXX XXX, XXX
XXX XXX
Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento
Relación de Transformación: XXX kV / XXX,XXX kV
Tipo
Número
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta Pedestal
Compacta Bóveda
Seccionamiento
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
Potencia Instalada
kVA
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
Total
XXX XXX
XXX XXX
Baja Tensión
Tensión (V)
XXX XXX
Servicio Particular (SP)
Red Aérea (km)
XXX XXX, XXX
Red Subterránea (km)
XXX XXX, XXX
Total Red BT SP (km)
XXX XXX, XXX
Alumbrado Público (AP)
Red Aérea (km)
XXX XXX, XXX
Red Subterránea (km)
XXX XXX, XXX
Total Red BT AP (km)
XXX XXX, XXX
Número
de
Luminarias
XXX XXX
(conectadas en red aérea)
Número de Luminarias
XXX XXX
(conectadas
en
red
subterránea)
 Información de las pérdidas de energía y potencia
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 94
Porcentaje (*)
Energía
Potencia
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
MT
No técnica
XXX XXX
XXX XXX
SED
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
BT
No técnica
XXX XXX
XXX XXX
Acometida
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
Medidor
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
Nivel de Tensión
Tipo
 Información de la calidad del servicio eléctrico y tasas de averías de las instalaciones
Descripción
Número de interrupciones
Duración de las interrupciones
Caída de tensión en MT
Caída de tensión en BT
Unidad
interrupciones /
semestre
Horas/semestre
% de la tensión
nominal
% de la tensión
nominal
Valor
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
XXX XXX,XX
3. Balance de Energía y Potencia
Descripción del proceso efectuado para la determinación del balance de energía y potencia.
Se deberá incluir en este informe tanto el Balance de potencia y energía real, como el
adaptado a nivel empresa.
Para ambos balances se empleara el formato siguiente.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
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Resumen del Balance de Energía y Potencia - Año XXXX
Día y hora de demanda máxima: …………………..
Energía anual
MW.h
Ingreso MT
Pérdidas estándares MT
Técnicas
No técnicas
Ventas MT
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
Otros (*)
Ingreso BT
Pérdidas estándares BT
Técnicas
Subestaciones MT/BT
Redes BT - SP
Acometidas
Medidores
No técnicas
Ventas BT
BT1
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
BT5A.A
BT5A.B
BT5B
BT5D
BT5E
BT5C-AP
BT6
BT7
Otros (*)
Factor carga o
factor de
pérdidas
Potencia
kW
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX,XX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX,XX
XXX XXX
(*) Pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas
NHUBTPPA
NHUBTPPB
NHUBT
NHUBTAP
NHUBTPRE
Demanda MT
Demanda BT
horas
horas
horas
horas
horas
kW
kW
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
Página 96
4. Valor Nuevo de Reemplazo
1
2
3
Costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución.
Descripción de la metodología de cálculo.
Resumen de resultados (costos relevantes).
Descripción
…
MT
SE
BT SP
BT AP
4
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Unidad
US$/km o
US$/unidad
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Materiales
US$
XXX XXX
Recursos
US$
XXX XXX
Indirectos
US$
XXX XXX
Total
US$
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
Resumen de los Módulos de Iluminación Adaptados por Tipo de Vía
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 97
5
Resultados del VNR
Resultados Valor Nuevo de Reemplazo
Sistema de Distribución Eléctrica
XXXXXXXXXX
Unidad
Metrado
VNR
miles US$
Costo unitario
promedio
US$/unidad
Media Tensión
Red aérea
Red subterránea
Equipos de protección y seccionamiento (P&S)
Total MT
km
km
unidad
XXX XXX,XXX
XXX XXX,XXX
XXX XXXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXXX
XXX XXXX
XXX XXXX
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
unidad
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
Subestaciones de Distribución
Monoposte
Biposte
Convencional
Compacta pedestal
Compacta bóveda
Seccionamiento
Total SE
XXX XXX
Baja Tensión
Red aérea
Servicio particular
Número estructuras compartidas BT y MT
Alumbrado público
Luminarias
Equipos de control AP
Total red aérea
Red subterránea
Servicio particular
Alumbrado público
Luminarias
Equipos de control AP
Poste AP
Total red subterránea
km
unidad
km
unidad
unidad
km
km
unidad
unidad
unidad
XXX XXX,XXX
XXX XXX,XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XXX
XXX XXX,XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
Total BT
Inversiones No Eléctricas
INE asignadas a MT
INE asignadas a BT
Total INE
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO
Los valores resultantes del VNR se presentaran para la empresa real y la empresa (o
sistema) Modelo
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 98
5. Costos Estándar de Operación y Mantenimiento
%
S/.
%
S/.
%
Total
Actividad
Costos Indirectos
Supervisión Directa
Composición de Costos - Sistema Eléctrico Modelo
Costo Directo
Identificación
- Técnica
S/.
%
A4
Distribución MT
100
A5
Distribución BT
100
A6
Alumbrado público
100
A7
Comercialización
100
S/.
Total
Nota:
% = Porcentaje de asignación
- Comercial
Opción Tarifaria
MT2 y BT2
MT3, MT4, BT3, BT4 y BT5A
BT5B, BT5D y BT6
BT5C-AP
BT7
BT5E
Total
Número de
Clientes
Costo Anual
Costo Unitario
miles US$
US$/cliente-mes
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
XXX XXX,XX
XXX XXX,XX
XXX XXX,XX
XXX XXX,XX
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
En las dos tablas precedentes se indicaran los valores correspondientes a la empresa real y a la
modelo.
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 99
- Resultados
TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
TOTAL EMPRESA
(En Miles de Nuevos Soles)
Costo de OyM Técnicos
Concepto
TOTAL
Distribución
MT
SED
Distribución BT
Servicio
Alumbrado
Particular
Público
Comercialización
Total
Gestión Operación
Comercial Comercial
Costo
asociado
al Usuario
Otros
Total
Costos Directos
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)
1 Personal
2 Materiales
3 Servicio de Terceros
4 Aporte Organismo Regulador
5 Cargas Diversas y Otros
6 Costo Capital de Trabajo
7 Total
Asignación de Costo de Gestión Comercial
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
Asignación de Costo de Operación Comercial
1 Materiales
2 Supervisión Directa
3 Personal Propio
4 Servicio de Terceros
5 Cargas Diversas y Otros
6 Total
Costos Totales de OyM
Términos de Referencia de l os Estudi os de Costos del VAD 2022-2026 y 2023-2027
Página 100
6.
Pérdidas Estándar de Energía y Potencia
Información de las pérdidas de energía y potencia obtenidas en el proceso de optimización
técnica y económica de las instalaciones de distribución eléctrica.
Nivel de
Tensión
Porcentaje (*)
Energía
Potencia
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
MT
No técnica
XXX XXX
XXX XXX
SED
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
BT
No técnica
XXX XXX
XXX XXX
Acometida Técnica
XXX XXX
XXX XXX
Medidor
Técnica
XXX XXX
XXX XXX
(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión
7.
Tipo
Calidad del Servicio Eléctrico
Información de la calidad del servicio eléctrico obtenible
Índices de Calidad
Descripción
Número de interrupciones
Duración de las interrupciones
Caída de tensión en MT
Caída de tensión en BT
Unidad
interrupciones /
semestre
Horas/semestre
% de la tensión
nominal
% de la tensión
nominal
Valor
XXX XXX
XXX XXX
XXX XXX,XX
XXX XXX,XX
Costos de Inversión
Costos de Inversión
Sistemas de cómputo calidad de suministro (Software, hardware...)
Equipos de medición y registro de calidad de producto y suministro
Equipamiento de protección, seccionamiento y maniobra MT.
Equipamiento para trabajos con tensión en MT.
Redundancia de redes, enlaces y cierres asociados a la calidad del servicio
eléctrico.
Etc., etc.
Total
US $
Costos de Operación y Mantenimiento Anual
Operación y Mantenimiento Anual
M antenimiento de la documentación técnica AT, M T, BT y la vinculación
cliente red.
US $
Procesamiento y reporte de las interrupciones y mediciones de calidad de
suministro.
M edición y procesamiento de la calidad de producto.
M antenimiento de equipamiento de protección, seccionamiento y maniobra
MT.
Operación de equipamiento de protección, seccionamiento y maniobra M T.
M antenimiento de redes redundantes, enlaces y cierres asociados a la calidad
del servicio eléctrico.
Otros costos
…
Total
8.
Proyectos Adicionales
Se deberá presentar una tabla de cuantificación de costos para cada uno de los
proyectos: SMI, innovación tecnológica, eficiencia energética, mejora de la calidad de
suministro
Equipos,
elementos
instalados
Cantidad
Costo
Costo
unitario
unitario
Equipo Instalación
Inversión por año
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
(…)
(…)
(…)
(…)
Se deberá presentar una tabla de cuantificación de beneficios para cada uno de los
proyectos: SMI, innovación tecnológica, eficiencia energética, mejora de la calidad de
suministro
Beneficios,
ahorros
Cantidad de
beneficiarios
Cuantificación
beneficio
unitario
Inversión por año
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
(…)
(…)
(…)
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 102
(…)
9. Resultados tarifarios

VAD y Cargos Fijos
Descripción
Unidad
Media
Baja
Baja
Tensión
Tensión
Tensión
SED
SED+Redes
Valor Nuevo de Reemplazo
miles US$
X XXX
X XXX
X XXX
Anualidad del VNR (Inversión)
miles US$
X XXX
X XXX
X XXX
miles US$
X XXX
X XXX
X XXX
miles US$
X XXX
X XXX
X XXX
kW
X XXX
X XXX
X XXX
Costo Anual
Mantenimiento
de
Operación
y
Total Costo Anual
Demanda
Número de Clientes
Unidad
Valor Agregado de Distribución
Inversión
US$/kW-mes
X,XX
X,XX
X,XX
Operación y Mantenimiento
US$/kW-mes
X,XX
X,XX
X,XX
Total
US$/kW-mes
X,XX
X,XX
X,XX
Cargo Fijo
US$/cliente-mes
Costos fijos por cliente
Descripción
Unidad
Costo Anual de Operación y
Mantenimiento
Total Costo Anual
Número de Clientes
Cargo Fijo
Cliente
Total
CFE
CFS
CFH
CFEAP
CFECO
CCSP
miles US$
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
miles US$
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
Unidad
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
US$/cliente-mes
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
o Valor promedio ponderado para las mediciones de simple lectura
o Valor promedio ponderado para las mediciones con relevamiento de
registro
o Tipo de Cambio (S//US$): …………
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 103
Descripción
Unidad
Media
Baja
Baja
Tensión
Tensión
Tensión
SED
SED+Redes
Valor Nuevo de Reemplazo
miles S/.
X XXX
X XXX
X XXX
Anualidad del VNR (Inversión)
Costo Anual de Operación y
Mantenimiento
miles S/.
X XXX
X XXX
X XXX
miles S/.
X XXX
X XXX
X XXX
Total Costo Anual
miles S/.
X XXX
X XXX
X XXX
kW
X XXX
X XXX
X XXX
Demanda
Número de Clientes
Unidad
Valor Agregado de Distribución
Inversión
S/./kW-mes
X,XX
X,XX
X,XX
Operación y Mantenimiento
S/./kW-mes
X,XX
X,XX
X,XX
Total
S/./kW-mes
X,XX
X,XX
X,XX
Cargo Fijo
S/./cliente-mes
Descripción
Unidad
Costo Anual de Operación y
Mantenimiento
Total Costo Anual
Número de Clientes
Cargo Fijo
Cliente
Total
CFE
CFS
CFH
CFEAP
CFHCO
CCSP
miles S/.
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
miles S/.
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
Unidad
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
X XXX
S/./cliente-mes
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
X,XX
10. Factores de Economía de Escala (para el VAD básico)
Periodo
Noviembre XXX - Octubre XXX
Noviembre XXX - Octubre XXX
Noviembre XXX - Octubre XXX
Noviembre XXX - Octubre XXX
VADMT
VADSED
VADBT
Cargo Fijo
11. Fórmulas de Actualización
VADMT o VADMT-SER
VADMT o VADMT-SER
Parámetro
Valor Parámetro
Indicador Asociado
XMT
X,XXXX
YMT
X,XXXX
ZMT
X,XXXX
…
X,XXXX
VADBT (incluye SEDs y Redes) o VADBT-SER
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 104
VADBT (incluye SEDs y Redes) o VADBT-SER
Parámetro
Valor Parámetro
Indicador Asociado
XBT
X,XXXX
YBT
X,XXXX
ZBT
X,XXXX
…
X,XXXX
VADSED (sólo SEDs) o VADSED-SER
VADSED (sólo SEDs) o VADSED-SER
Parámetro
Valor Parámetro
XBT
X,XXXX
YBT
X,XXXX
ZBT
X,XXXX
…
X,XXXX
Indicador Asociado
Cargo Fijo
Cargo Fijo
Parámetro
Valor Parámetro
Indicador Asociado
XCF
X,XXXX
YCF
X,XXXX
ZCF
X,XXXX
…
X,XXXX
Valores Base de los Indicadores Asociados
Indicador Asociado
Índice de Precios al por Mayor
Código
IPM0
Valor Indicador
XXX XXX,XXXXXX
Referencia
INEI
Precio del Aluminio
IPAl0
XXX XXX,XXXXXX
Platt’s Metal Week
Precio del Cobre
ICu0
XXX XXX,XXXXXX
Tipo de Cambio
TC0
XXX XXX,XXXXXX
Nota Semanal del BCR
del Perú
SBS
Índice de Productos Importados
D0
XXX XXX,XXXXXX
SBS, MEF
…
…
XXX XXX,XXXXXX
…
VAD ADICIONAL POR PROYECTOS
Los valores de VAD adicional correspondientes a los proyectos para innovación tecnológica,
eficiencia energética y cambio de mediciones se resumirán en el cuadro siguiente:
MT
SET
BT
Valor Presente
Inv+COyM Período
Pot Máxima
Demandada
Adicional VAD
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 105
CÁLCULO DE AJUSTE ANUAL DEL VAD POR PLAN DE INVERSIONES FONAFE
VARIACION VAD POR PLAN DE INVERSIONES FONAFE
Los valores de ajuste del VAD en MT y BT correspondientes a los planes de inversión
aprobados para las empresas del FONAFE se resumirán en el cuadro siguiente con sus valores
asociados
AJUSTE VADMT
MT
VNRMT (n-
InvMT (n)
COyM MT (n-1) COyM MT (n) PDMMT VADMT(n)
1)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 3
AJUSTE VAD BT
BT
Año 1
Año 2
Año 3
Año 3
VNRBT (n-1)
InvBT (n)
COyM BT (n-1)
COyM BT (n)
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
PDMBT
VADBT (n)
Página 106
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 107
Anexo N° 3.- Estudio de Caracterización de la Carga
Introducción.La caracterización de la carga comprende la determinación de los factores de carga, factores
de pérdidas, factores de coincidencia, factores de contribución a la punta y horas de uso de
baja tensión de las opciones tarifarias establecidas en la Norma “Opciones Tarifarias y
Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 182-2009-OS/CD y sus modificatorias.
Los factores mencionados estarán determinados a partir de diagramas de carga obtenidos de
las lecturas de consumo y demanda de una muestra representativa de suministros de media y
baja tensión. Para el caso de la opción tarifaria BT5B, los diagramas se obtendrán de las
lecturas de consumo y demanda de una muestra representativa de subestaciones de
distribución MT/BT que alimenten predominantemente a usuarios con dicha opción.
La siguiente descripción corresponde a las actividades mínimas que deberá contener el
estudio que sustente la propuesta de la empresa.
Selección de la Muestra Representativa
Se habrá seleccionado una muestra representativa del universo suministros y subestaciones de
distribución MT/BT de los sistemas de distribución eléctrica. La selección debe estar
realizada con un análisis estadístico riguroso a efectos de garantizar la representatividad de la
muestra, tomando en cuenta el tamaño y selección de la muestra.
La muestra estará compuesta por suministros y subestaciones de distribución MT/BT, cuya
información de consumo y demanda se obtendrá a través de una campaña de medición en
campo, y por suministros y subestaciones de distribución MT/BT, cuya información de
consumo y demanda podrá ser obtenida a través de los registros de los equipos de medición
de los usuarios, utilizados por las empresas como parte de su proceso de facturación o
equipamiento instalado especialmente para ese fin.
La selección de la muestra, se debe realizar teniendo en cuenta los siguientes criterios

Establecer el universo de cada opción tarifaria a partir de la información comercial por
suministro de cada sistema de distribución eléctrica. Para el caso de la opción tarifaria
BT5B, el universo estará constituido por las subestaciones de distribución MT/BT que
alimenten predominantemente a usuarios con dicha opción.

Asignar un número aleatorio a cada suministro y subestación de distribución MT/BT para
la posterior selección de la muestra.

Estratificar el universo de cada opción tarifaria en función de la potencia contratada y/o
máxima demanda. El consultor será responsable de definir los rangos de cada estrato. En
el caso de las subestaciones de distribución MT/BT la estratificación se realizará en base a
los registros de demanda o consumos de energía de los usuarios de cada sistema de
distribución eléctrica.
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 108

Ordenar los suministros y subestaciones de distribución MT/BT por estrato de cada
opción tarifaria en orden decreciente según el número aleatorio asignado previamente.

Seleccionar la muestra tomando los primeros suministros de cada estrato de manera que el
número total de suministros y subestaciones de distribución MT/BT sea igual al tamaño de
muestra establecido.

Seleccionar los suministros y subestaciones de distribución MT/BT por estrato en función
a la energía mensual consumida y el número de usuarios de cada estrato según la siguiente
fórmula:

 Energíai  0.35   Usuariosi   N
N i   0.65 
t

 Energía
 Usuarios 

Donde:
Ni
Número de suministros o subestaciones de distribución M T/BT del estrato i
 Energía
Energía
 Usuarios
 Usuarios
i
i
Nt
Sumatoria de la energía mensual consumida por cada usuario del estrato i
Sumatoria de la energía mensual consumida en el nivel de tensión al cual
pertenece el estrato (media o baja tensión)
Sumatoria del número de usuarios del estrato i
Sumatoria del número de usuarios en el nivel de tensión al cual pertenece el
estrato (media o baja tensión)
Número total de suministros asignados a cada nivel de tensión (media o baja
tensión)

Considerar para la opción tarifaria BT5A suministros con demanda máxima mensual de
hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta y suministros con demanda máxima mensual
de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

De la muestra seleccionada, elegir los suministros y subestaciones de distribución MT/BT
cuya información de consumo y demanda se obtendrá en la campaña de medición,
considerando las siguientes cantidades:
Suministros MT1 (2),
Suministros BT2, BT3,
Subestaciones MT/BT
Total
MT2, MT3, MT4
BT4, BT5A y BT7
BT5B
1
50
50
100
200
2
30
30
50
110
3
30
30
50
110
4
5
10
15
30
5
5
10
15
30
6
5
5
5
15
Especial
5
5
5
15
SER (1)
5
5
5
15
Total
135
145
245
525
(1) SER: Sistemas Eléctricos Rurales calificados como tales de conformidad con la Ley General de
Electrificación Rural y su Reglamento.
(2) MT1: Usuarios en media tensión del mercado libre que utilizan las instalaciones de distribución eléctrica.
Sector
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 109




Para los suministros y subestaciones de distribución MT/BT, cuya información se
obtendrá en la campaña de medición, considerar la elección de dos reemplazos para cada
suministro de la muestra, siguiendo los mismos criterios de selección señalados, a efectos
de imprevistos en el desarrollo de las campañas de medición (seguridad, fallas de lectura,
etc.). Para la campaña de medición, no se admitirá el uso de suministros que no estén en la
muestra o lista de reemplazos.
En el caso de las subestaciones MT/BT de la muestra, la empresa deberá acompañar a los
registros de medición, la información de los registros de medición de consumos de los
demás usuarios libres o regulados de otras opciones tarifarias, alimentados eléctricamente
desde dichas subestaciones.
La concesionaría de distribución deberá alcanzar la información de los registros de
medición de todos los usuarios y subestaciones de distribución considerados en su
propuesta (muestra representativa del estudio), precisando el código del usuario, opción
tarifaria, código sed y ubicación, según corresponda.
Las empresas que cuenten con proyectos piloto de sistemas de medición inteligente
aprobados por Osinergmin, deberán reportar copia de los registros de medición de los
usuarios que cuenten con dicho sistema de medición. Dicha información deberá precisar el
código de la subestación de distribución desde donde se alimentan eléctricamente a dichos
usuarios.
Procesamiento y Análisis de la Información
Con las lecturas obtenidas en la campaña de medición, así como aquellas obtenidas de las
empresas que comprenden la muestra representativa, se determinarán los diagramas de carga
de cada uno de los suministros y subestaciones de distribución MT/BT.
A partir de dichos diagramas de carga de cada suministro y subestaciones de distribución
MT/BT, se determinarán los diagramas de carga por grupo de opciones y por opción tarifaria,
aplicando el método de análisis de conglomerados (analysis cluster), de tal forma de obtener
un diagrama representativo por grupo de opciones y por opción tarifaria. El consultor deberá
sustentar la metodología aplicada en el procesamiento y análisis de la información, la cual
deberá considerar evaluaciones técnicas de los diagramas a efectos de validar los mismos. La
propuesta será revisada por Osinergmin para su observación o validación.
Osinergmin podrá realizar la revisión o supervisión de campo del registro de mediciones de
los usuarios y subestaciones considerados en el análisis muestral y/o de la campaña de
mediciones.
Determinación de los Factores
Luego de la determinación de los diagramas de carga representativos se determinarán los
siguientes factores para cada sector típico, los cuales serán informados:
Términos de Referencia para la El aboraci ón del Estudi o de Costos del VAD
Página 110
Por Opción Tarifaria
Nivel de
tensión
Opción
Sistema de
Factor de Factor de NHUBTPP y
FCPP FCFP F1
F2
F3 CPP (1) FPS FPD
NHUBT
tarifaria
medición
Carga
Pérdidas NHUBTFP
MT1
2E2P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT2
2E2P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Media
MT3P
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
tensión
MT3FP
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT4P
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT4FP
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2
2E2P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT3P
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT3FP
2E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Baja
BT4P
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
tensión
BT4FP
1E1P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT5A (2)
2E
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT5B
1E
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT7
Prepago
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
(1) Para la potencia de generación y la potencia de distribución.
(2) Para los usuarios con demanda de hasta 20 kW en HP y HFP y con demanda de hasta 20 kW en HP y de hasta 50 kW en HFP.
Nivel de
tensión
Media
tensión
Grupo de opciones
MT1, MT2, MT3P, MT3FP,
MT4P, MT4FP
MT2, MT3P, MT3FP,
MT4P, MT4FP
FCPP FCFP
F1
F2
F3
CPP (1) FPS
FPD
Factor de Factor de
Carga
Pérdidas
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT2, MT3P, MT4P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
MT2, MT3FP, MT4FP
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2, BT3P, BT3FP,
BT4P, BT4FP
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2, BT3P, BT4P
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
BT2, BT3FP, BT4FP
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Baja
tensión
(1) Para la potencia de generación y la potencia de distribución.
Sistema de medición
 2E2P
:
Dos mediciones de energía y dos de potencia
 2E1P
:
Dos mediciones de energía y una de potencia
 1E1P
:
Una medición de energía y una de potencia
 2E
:
Dos mediciones de energía
 1E
:
Una medición de energía
Calificación
 p
 fp
:
:
Factores
 FCPP
:
 FCFP
:
 CPP
:
 FPS
:
 FPD
:
 fCarga
:
 fPérdidas
:
 NHUBTPP
 NHUBTFP
 NHUBT :
Presente en horas de punta (de 18:00 a 23:00 horas)
Presente en horas fuera de punta (resto de horas)
Factor de coincidencia en horas punta
Factor de coincidencia en horas fuera de punta
Factor de contribución a la punta efectiva
Factor de ponderación del día sábado
Factor de ponderación del día domingo
Factor de carga
Factor de pérdidas
:
Número de horas de uso de baja tensión en horas punta
:
Número de horas de uso de baja tensión en horas fuera de punta
Número de horas de uso de baja tensión
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Página 111
Las definiciones de los factores son:

Factor de coincidencia en horas de punta (FCPP)
Relación entre la demanda máxima coincidente de un grupo de usuarios y la sumatoria de
sus demandas máximas, en el periodo de horas de punta.

Factor de coincidencia en horas fuera de punta (FCFP)
Relación entre la demanda máxima coincidente de un grupo de usuarios y la sumatoria de
sus demandas máximas, en el periodo de horas fuera de punta.

Factor de contribución a la punta efectiva (CPP)
Calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:
Para la potencia de generación: CPP g  F1 F2
Para la potencia de distribución: CPPd  F1  F2  F3
Donde:
F1
F2
F3
Factor de participación en la punta de un usuario o grupo de usuarios, cuya demanda máxima
se produce en horas fuera de punta.
Se calcula como la relación entre la demanda del usuario o grupo de usuarios en la hora de
punta del sistema y su demanda máxima.
Factor de coincidencia.
Se calcula como la relación entre la demanda máxima coincidente de un grupo de usuarios y la
sumatoria de sus demandas máximas.
Factor de utilización de la potencia contratada o suscrita.
Se calcula como la relación entre la demanda máxima de un usuario o grupo de usuarios y su
potencia contratada o suscrita por dicho usuario o grupo de usuarios, tomando en cuenta las
modalidades de facturación de potencia, contratada o variable.

Factor de ponderación del día sábado (FPS)
Relación entre el consumo de energía de un día sábado y el consumo de energía de un día
útil típico correspondiente a la misma semana.

Factor de ponderación del día domingo (FPD)
Relación entre el consumo de energía de un día domingo y el consumo de energía de un
día útil típico correspondiente a la misma semana.

Factor de carga (fcarga)
Relación entre la demanda media y la demanda máxima de un usuario o grupo de
usuarios.

Factor de pérdidas (fpérdidas)
Se determina mediante integración numérica de acuerdo a lo siguiente:
1 T 2
 0 I dt
f pérdidas  T
2
I m áx
También, se determina a través de una fórmula empírica función del factor de carga:
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Página 112
f pérdidas  0.7  (fc arga )2  0.3 fc arga

Número de horas de uso de baja tensión (NHUBT)
Participación efectiva a la punta de usuarios con simple medición de energía (opción
BT5B).
NHUBT 
EBT 5B
PBT 5B
Donde:
EBT5B
PBT5B

Consumo de energía del conjunto de usuarios de la opción de simple medición de
energía (opción BT5B) (kW.h)
Demanda coincidente en horas de punta del conjunto de usuarios de la opción de
simp le med ición de energía (opción BT5B) (kW)
Número de horas de uso de baja tensión (NHUBTPRE)
Participación efectiva a la punta de usuarios con opción tarifaria prepago (opción BT7).
NHUBTPRE 
E BT 7
PBT 7
Donde:
EBT7
PBT7

Consumo de energía del conjunto de usuarios de la opción tarifaria prepago (opción
BT7) (kW.h)
Demanda coincidente en horas de punta del conjunto de usuarios de la opción
tarifaria prepago (opción BT7) (kW)
Número de horas de uso de baja tensión en horas de punta (NHUBTPP)
Participación efectiva a la punta de usuarios con doble medición de energía (opción
BT5A).
NHUBTPP 
EPPBT5A
PPPBT5A
Donde:
EPPBT5A
PPPBT5A

Consumo de energía en horas de punta del conjunto de usuarios de la opción de doble
med ición de energía (opción BT5A) (kW.h)
Demanda coincidente en horas de punta del conjunto de usuarios de la opción de
doble med ición de energía (opción BT5A) (kW)
Número de horas de uso de baja tensión en horas fuera de punta (NHUBTFP)
Participación efectiva a la punta de usuarios con doble medic ión de energía (opción
BT5A).
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NHUBTFP 
EFPBT5A
PFPBT5A
Donde:
EFPBT5A
PFPBT5A
Consumo de energía en horas fuera de punta del conjunto de usuarios de la opción de
doble med ición de energía (opción BT5A) (kW.h)
Demanda coincidente en horas fuera de punta del conjunto de usuarios de la opción
de doble med ición de energía (opción BT5A) (kW)
Cabe mencionar que en el caso de la BT5A los números de uso de baja tensión se
determinarán para usuarios con demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y
fuera de punta y para usuarios con demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta
y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.
Finalmente, se debe presentar, según corresponda, los factores de coincidencia, factores de
contribución a la punta y números de horas de uso de baja tensión de acuerdo a lo siguiente:

Factores de Coincidencia: Aplicables a las opciones MT2 y BT2
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Especial
SER
FCPPMT
FCFPMT
FCPPBT
FCFPBT

Factores de Contribución a la Punta: Aplicables a las opciones MT3, MT4, BT3 y BT4
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Especial
SER
CMTPPg
CMT FPg
CBTPPg
CBT FPg
CMTPPd
CMT FPd
CBTPPd
CBT FPd

Número de Horas de Uso en Baja Tensión: Aplicable a la opción BT5B
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Especial
SER
NHUBT

Número de Horas de Uso en Baja Tensión: Aplicable a la opción BT7
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Especial
SER
NHUBTPRE

Número de Horas de Uso en Baja Tensión: Aplicable a la opción BT5A
Para usuarios con demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Especial
SER
NHUBTPPA
NHUBT FPA
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Para usuarios con demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW
en horas fuera de punta.
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Especial
SER
NHUBTPPB
NHUBT FPB
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Anexo N° 4.- Listado de archivos Excel del informe de resultados
LISTADO DE ARCHIVOS EXCEL
1. Resumen de Instalaciones Adaptadas por Sistema Eléctrico.
2. Resumen VNR Eléctrico por Sistema Eléctrico.
3. Resumen de INE por Unidad Operativa.
4. Parque adoptado de Alumbrado Público.
5. Estructura de Personal Modelado, sus Costos y Asignación.
6. Costos Totales Asignados de Operación y Mantenimiento por Sistema
Eléctrico.
7. Dimensionamiento y Valorización de Cuadrillas de Operación MT y BT y TCT.
8. Dimensionamiento y Valorización de Equipos de Medición de Calidad.
9. Dimensionamiento de Gastos Generales Indirectos de Empresas.
10. Dimensionamiento y Valorización de Actividades de Gestión Comercial
(Atención Clientes y Reducción de Pérdidas No Técnicas).
11. Valorización de Conexiones Eléctricas Rurales.
12. Resumen de Demanda de Potencia, Energía y Pérdidas por Sistema
Eléctrico. Resumen de Factores de Carga y de Coincidencia.
13. Cálculo del VAD MT, MT, SED y BT por Sistema Eléctrico.
14. Cálculo de Gastos de Operación Comercial por tipo de Cliente.
15. Cálculo de FEE (Factor de Economía de Escala).
16. Determinación de Formulas de Actualización.
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